seminario petrofÍsica

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

“CIENCIAS DE LA TIERRA”

SEMINARIO

PETROFÍSICA

“MINERALOGÍA COMPLEJA Y EVALUACIÓN

PETROSÍSMICA DE LAS FORMACIONES DEL TRIÁSICO

AL CRETÁCICO EN EL CAMPO POSEIDÓN 3D”

TRABAJO FINAL

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO GEÓLOGO

PRESENTAN:

CORTES GUZMÁN EMMANUEL

PÉREZ BLANCAS LIZBETH VERÓNICA

INGENIERO GEOFÍSICO

PRESENTAN:

CASTAÑEDA PALOMARES JONATHAN

PARRA ALMANZA ISRAEL SAÚL

SOSA RIVERA ORLANDO

CDMX 2019

http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&docid=2ALZvkyBU2IfXM&tbnid=gT8_EFmPMXTX1M:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.autoriawcm.ipn.mx/wps/wcm/connect/esia_ticoman/ESIA_TICOMAN/Inicio/CONOCENOS/Identidad/Escudolema/&ei=DDM9UvC8MKWe2gW9qYDADw&bvm=bv.52434380,d.aWM&psig=AFQjCNGYfGChOnPT9en_J87S0sYdpr6U4Q&ust=1379828830773495

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ÍNDICE ABSTRACT ................................................................................................................................... 8

RESUMEN………………………………………………………………………………………………………………………..……………9

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………………………………….10

OBJETIVO GENERAL……………………………………………………………………………………………………………..……..11

OBJETIVOS PARTICULARES……………………………………………………………………………………………………..…..11

METODOLOGÍA DEL TRABAJO……………………………………………………………………………………………………..12

CAPÍTULO 1 – GEOLOGÍA……………………………………………………………………………………………………….......13

1.1 Marco geológico…………………………………………………………………………………………………………………...13

1.2 Antecedentes del área de estudio ............................................................................................ 14

1.3 Localización del área de estudio ............................................................................................... 15

1.4 Marco geológico local ................................................................................................................ 15

1.4.1 Elementos estructurales ..................................................................................................... 15

1.4.2 Historia estructural y desarrollo de márgenes ................................................................... 17

1.4.3 Estratigrafía ......................................................................................................................... 18

CAPÍTULO 2 – GEOFÍSICA……………………………………………………………………………………………………….......21

2.1 Sísmica de reflexión ………………………………………………………………………………………………………………21

2.2 Registros geofísicos de pozos .................................................................................................... 22

2.2.1 Tipos de registros……………..……………………………………………………………………………………………23

2.2.1.1 Registro de potencial espontáneo (SP) ............................................................................ 23

2.2.1.2 Registro de rayos gamma ............................................................................................... 23

2.2.1.3 Registro de densidad ....................................................................................................... 24

2.2.1.4 Registro sónico ................................................................................................................ 24

2.2.1.5 Registro de temperatura ................................................................................................. 25

2.2.1.6 Registro de resistividad de fluido .................................................................................... 25

2.3 Parámetros litológicos ............................................................................................................... 25

2.3.1 Resistividad ......................................................................................................................... 25

2.3.2 Permeabilidad ..................................................................................................................... 26

2.3.3 Porosidad ............................................................................................................................ 26

2.3.3.1 Tipos de porosidad .......................................................................................................... 26

2.3.4 Factor de formación ........................................................................................................... 27

2.3.5 Saturación ........................................................................................................................... 27

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CAPÍTULO 3 – INTERPRETACIÓN SÍSMICA……………………………………………………………………………........29

CAPÍTULO 4 – MINERALOGÍA COMPLEJA UTILIZANDO LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE

POZOS…………………………….............................................................................................................32

4.1 Mineralogía compleja ................................................................................................................ 32

4.1.1 Rocas clásticas .................................................................................................................... 33

4.1.2 Rocas carbonatadas ........................................................................................................... 33

4.2 Software IP® ............................................................................................................................... 34

4.3 Registros geofísicos del Pozo Pharos en el Campo Poseidón 3D ............................................... 38

4.3.1 Principales registros geofísicos de pozos (triple combo) ................................................... 38

4.3.2 Cálculo de volumen de arcilla, volumen de matriz y porosidad efectiva .......................... 40

4.3.3 Cálculo de la saturación de agua y del volumen volumétrico del agua ............................. 40

4.3.4 Cálculo de la porosidad efectiva, saturación de agua y volumen de arcilla por zonas ..... 41

4.4 Mineralogía compleja por formaciones ..................................................................................... 42

4.4.1 Mineralogía compleja perteneciente a la Formación Jamieson ........................................ 42

4.4.2 Mineralogía compleja perteneciente a la Formación Echuca ........................................... 43

4.4.3 Mineralogía compleja perteneciente a la Formación Vulcan ............................................ 44

4.4.4 Mineralogía compleja perteneciente a la Formación Montara ......................................... 45

4.4.5 Mineralogía compleja perteneciente a la Formación Plover Top Volcanics ...................... 46

4.4.6 Mineralogía compleja perteneciente a la Formación Plover Top Reservoir ..................... 47

4.5 Mineralogía compleja de los pozos incluyendo zonas de paga en millones de barriles de

petróleo. .......................................................................................................................................... 48

4.5.1 Mineralogía compleja para el Pozo Pharos1 ...................................................................... 48

4.5.2 Mineralogía compleja para el Pozo Kronos1 ...................................................................... 48

4.5.3 Mineralogía compleja para el Pozo Poseidón1 .................................................................. 49

4.5.4 Mineralogía compleja para el Pozo Proteus ...................................................................... 49

4.5.5 Mineralogía compleja para el Pozo Torosa ....................................................................... 50

4.5.6 Mineralogía compleja para el Pozo Bóreas ....................................................................... 50

4.5.7 Mineralogía compleja para el Pozo Poseidón North ......................................................... 51

4.5.8 Mineralogía compleja para el Pozo Poseidón2 .................................................................. 51

4.6 Interpretación de los pozos del Campo Poseidón 3D. ............................................................... 52

4.6.1 Zonas de interés y zonas de paga para el Pozo Pharos1 en el Campo Poseidón 3D ........ 53

CAPÍTULO 5 – DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS…………………………………….………………55

5.1 Conceptos .................................................................................................................................. 55

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5.1.1 Otras definiciones .............................................................................................................. 55

5.2 Etapas de un análisis geoestadístico .......................................................................................... 55

5.3 Campos de aplicación. ............................................................................................................... 55

5.4 Ubicación de los pozos. .............................................................................................................. 57

5.5 Sistema SGeMS®. ....................................................................................................................... 58

5.5.1 Características .................................................................................................................... 58

5.5.2 Parámetros y procesos ...................................................................................................... 58

5.5.3 Análisis de resultados ........................................................................................................ 64

CONCLUSIONES…………………………………………………………………………………………………………………..………76

BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................................... 77

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ABSTRACT. The present work was carried out to determine the complex mineralogy and petrosismic evaluation within the Triassic to Cretaceous formations in the Poseidon 3D Field within the "Browse" Basin located in the NW of Australia. In order to carry out these actions, a methodology was carried out that consisted of obtaining geophysical and seismic information, as well as its processing in software such as Petrel®, IP® and SGeMS® for its subsequent analysis and 3D modeling to make an interpretation of the different formations within the Poseidon 3D Field. By interpreting the geophysical records of wells, the porosity of the strata within the Poseidon 3D Field was known and once the porosity was known, complex mineralogy was inferred; volume calculation was performed and pay zones were identified. With the seismic information collected from the study area the field was characterized, some structural features of an oil field were known such as horizons, faults, traps and the facies contained in the field; the seismic attributes cube was made and correlated with the petrophysical properties. Together the results of the interpretations of the records processed in the softwares, allowed to determine that the “Browse” Basin has been little explored, containing significant amounts of condensate and with potential for oil generation, the areas of interest are located in the Plover Formation, the petrosismic evaluation carried out in the Poseidon 3D Field allowed to know the porosity for the calculation of complex mineralogy, finding clay, calcite and dolomite minerals and water saturation. Copyright Staement

We have read and understood copyright terms and wish to state that we agree with the terms

and conditions.

Australian Government, ConocoPhilips and dGB Earth Science.

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RESUMEN. El presente trabajo se realizó para determinar la mineralogía compleja y la evaluación petrosísmica dentro de las formaciones del Triásico al Cretácico en el Campo Poseidón 3D dentro de la Cuenca “Browse” localizada al NO de Australia. Con la finalidad de llevar acabo dichas acciones, se realizó una metodología que consistió en la obtención de información geofísica y sísmica, así como su procesamiento en software como Petrel®, IP® y SGeMS® para su posterior análisis y modelamiento en 3D para hacer una interpretación de las diferentes formaciones dentro del Campo Poseidón 3D. Mediante la interpretación de los registros geofísicos de pozos se conoció la porosidad de los estratos dentro del Campo Poseidón 3D y una vez conocida la porosidad se infirió la mineralogía compleja; se realizaron el cálculo de volúmenes y se identificaron zonas de paga. Con la información sísmica recopilada de la zona de estudio se caracterizó el campo, se conocieron algunos rasgos estructurales propios de un yacimiento petrolero como lo son horizontes, fallas, trampas y las facies contenidas en el campo; se realizó el cubo de atributos sísmicos y se correlacionaron con las propiedades petrofísicas. En conjunto los resultados de las interpretaciones de los registros procesados en los softwares, permitieron determinar que la Cuenca “Browse” ha sido poco explorada, conteniendo cantidades significativas de condensado y con potencial para la generación de petróleo, las zonas de interés se encuentran en la Formación Plover, la evaluación petrosísmica realizada en el Campo Poseidón 3D permitió conocer la porosidad para el cálculo de la mineralogía compleja, hallándose minerales de arcilla, calcita y dolomita y saturación de agua. Copyright Staement

Hemos leído y entendemos los términos de derechos de autor y estamos de acuerdo con los

términos y condiciones.

Australian Government Geoscience Australia, ConocoPhilips and dGB Earth Science.

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INTRODUCCIÓN. Para realizar una evaluación petrosísmica y conocer la mineralogía compleja se necesita tener información proporcionada por registros geofísicos de pozos y datos sísmicos. Los registros geofísicos de exploración son de suma importancia para la industria petrolera, desde la introducción en el siglo pasado del registro eléctrico de pozos han atravesado por una evolución tecnológica que ha permitido mejorarlos, reduciendo el margen de incertidumbre al realizar los estudios geofísicos, de esta manera permitieron interpretar y evaluar las propiedades petrofísicas contenidas en un sistema petrolero de una mejor manera. Para realizar el análisis de la mineralogía compleja se requiere conocer la porosidad de las formaciones, esta propiedad se obtiene con la interpretación de los registros como lo son el registro sónico, el de densidad o el de neutrón. Los datos sísmicos se obtienen del análisis y procesamiento de información de sísmica de reflexión que se adquiere a partir de la emisión y recepción de ondas acústicas permitiendo conocer el tiempo transcurrido entre la emisión, el viaje entre las capas que atraviesa y el regreso a los sensores en la superficie. Este análisis permite crear una imagen virtual de la geometría y una configuración aproximada de las capas de roca que atravesó la onda, así como también conocer algunos aspectos estructurales como fallas o zonas que sean susceptibles de ser trampas de hidrocarburo.

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OBJETIVO GENERAL. Determinar la mineralogía compleja de las formaciones del Triásico al Cretácico mediante el análisis de registros geofísicos en el Campo Poseidón 3D.

OBJETIVOS PARTICULARES. Caracterizar la zona de estudio para delimitar la zona de interés. Determinar las propiedades petrofísicas de las formaciones del Campo Poseidón 3D. Interpretación sísmica de las formaciones del Triásico al Cretácico. Identificar las zonas de paga.

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METODOLOGÍA DEL TRABAJO. Para la elaboración de este trabajo se llevó a cabo una serie de pasos donde resaltan el análisis sísmico, petrofísico y la elaboración de cubos sísmicos, para en conjunto brindar un estudio detallado del Campo Poseidón 3D. Dichos análisis fueron realizados con programas computacionales como PETREL®, IP® y SGeMS®.

Fig. 1. Diagrama de flujo que muestra la metodología empleada para la evaluación de pozos en el Campo Poseidón 3D.

CAMPOPOSEIDÓN 3D

ADQUISICIÓN DE

INFORMACIÓN

LOCALIZACIÓN DE LA ZONA DE

ESTUDIO

GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

ANÁLISIS Y PROCESAMIENTO

DE DATOS

PETREL®

CARGAR DATOS

REALIZAR SECCIÓN

ATRIBUTOS SÍSMICOS

UBICACIÓN DE CIMAS

HORIZONTES Y FALLAS

IP®

CARGAR DATOS

CONTROL DE CALIDAD

GRAFICAR CURVAS DE REGISTROS

ZONIFICAR

DEFINICIÓN DE MATRIZ

CÁLCULO DE Tf, Rw, Vsh, øe, øT, Vma, Sw, So y K

MINERALOGÍA COMPLEJA

ZONAS DE PAGA

INTEGRACIÓN DE DATOS SÍSMICOS Y REGISTROS

GEOFÍSICOS

SGeMS®

ELABORACIÓN DE BASE DE

DATOS

CREACIÓN DE MALLA 3D

HISTOGRAMAS

VARIOGRAMAS

CREACIÓN DE CUBOS DE

PROPIEDADES

CONCLUSIONES

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CAPÍTULO 1 - GEOLOGÍA

1.1 MARCO GEOLÓGICO. Australia es uno de los continentes más antiguos, tiene una historia similar a la de África, ya que las rocas sedimentarias marinas no son muy extensas. El continente adquirió su forma actual hace aproximadamente 1000,000 de años después de un complejo desarrollo (Definiciones-de.com, 2015). La altitud media del continente es de 340 m, se compone por una amplia meseta con cordilleras únicamente en la costa oriental encontrándose paralelas a esta y también una amplia cuenca central de tierras bajas (Definiciones-de.com, 2015). La vieja masa continental fue erosionada hasta casi el nivel del mar, pero a principios del Pleistoceno la parte oriental se elevó varios cientos de metros, la occidental unos 300 m, mientras que la zona central permaneció al nivel del mar separando una meseta al O de las montañas del E. Un descenso en el nivel oceánico, ocurrido durante la época glacial, eliminó los estrechos que separaban Australia de las islas del N y Tasmania, permitiendo la emigración de animales y plantas; posteriormente estos estrechos se restablecieron y siguió la erosión continental (Definiciones-de.com. (01/03/15). Geología de Australia. Recuperado de https://www.definiciones-de.com/Definicion/de/geologia_de_australia.php). La región montañosa del O está compuesta de rocas sedimentarias plegadas y fracturadas por actividad tectónica, con intrusiones graníticas que van del Silúrico al Triásico (Definiciones-de.com, 2015). Al O de esta zona se encuentran rocas Mesozoicas y Terciarias, relativamente estables pertenecientes a la Gran Cuenca Artesiana y del Murray, que esta bordeada al N y SO por cordilleras Precámbricas y Cámbricas tales como las tierras altas del distrito Cloncurry (Queensland) y las Flinders y cordilleras asociadas de Australia meridional. Más al O está situado el gran Escudo Continental de Australia, que comprende la mayor parte del O de la isla y está compuesto de un Basamento Precámbrico sobre el que existen depósitos más recientes, en su mayor parte alterados por suaves plegamientos y fallas, existiendo zonas de relativa estabilidad y otras de perturbación. La franja NO del continente comprende una serie de regiones alabeadas con depósitos Pérmicos, Mesozoicos y Cenozoicos de aguas dulces y saladas (Definiciones-de.com. (01/03/15). Geología de Australia. Recuperado de https://www.definiciones-de.com/Definicion/de/geologia_de_australia.php). Las tierras altas del E o Gran Cordillera Divisoria están formadas por restos erosionados de un complejo sistema de montañas formadas por plegamientos y fallas; extendiéndose en toda la longitud de las costas del Pacífico, con un ancho variable de 160 km al N hasta los 400 en la zona central. En la zona centro-norte (Queensland) se distinguen dos alineaciones: una interior formada por las cordilleras Gregory, Great Dividing, Carnarvon y Denham y otra más litoral constituida por las cordilleras Sea View, Clarke, Comor y Dawes, por mencionar algunas. Entre ambas alineaciones se forman mesetas, como las de Atherton y Nueva Inglaterra. Más al S, en Nueva Gales del Sur, esta pierde anchura, pero gana altura, de N a S recibe diversos nombres, prolongándose hacia el O hasta el N de Melbourne. Se forman en esta sección diversas mesetas, como la de Monaro, en la cual se eleva el monte

https://www.definiciones-de.com/Definicion/de/geologia_de_australia.php


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Kosciusko, con una altura de 2230 m siendo el punto máximo de Australia (Definiciones-de.com. (01/03/15). Geología de Australia. Recuperado de https://www.definiciones-de.com/Definicion/de/geologia_de_australia.php). La meseta occidental o escudo australiano, ocupa más de la mitad del continente y comprende la mayor parte de Australia occidental y del Territorio septentrional y la mitad O de Australia meridional. La mayor parte de esta presenta una altitud media de 300 m y una superficie accidentada por elevaciones. Las zonas más altas comprenden las cordilleras Darling (monte William, 1122 m y Stirling 1070 m) al SO; las de Hammersley (monte Lockyer 1240 m y Bruce 1152 m), Ophthalmia, Robertson, Barlee (monte Labouchere 1036 m), Robinson, Nicholson en el O; las del Rey Leopoldo, San Jorge y Durack al N; y las de Reynold, Mac Donnell, James y Musgrave al E de la gran meseta (Definiciones-de.com. (01/03/15). Geología de Australia. Recuperado de https://www.definiciones-de.com/Definicion/de/geologia_de_australia.php). La Cuenca Central comprende la vertiente occidental de las tierras altas del E y las pequeñas depresiones comprendidas entre los golfos de Carpentaria al N, Spencer y San Vicente al S, flanqueados por la cordillera Flinders, que llega a los 1200 m en el pico St. Mary. Esta cuenca no llega en su mayor parte a los 150 m de altitud y a diferencia de las tierras altas del E no ha sufrido grandes cambios estructurales. La Cuenca Central ha experimentado hundimientos bajo el nivel del mar al N y S formando los golfos antes mencionados (Definiciones-de.com, 2015). Las principales cuencas sedimentarias de sur a norte incluyen el norte de Carnarvon, las cuencas marinas Canning, Browse y Bonaparte. Estas cuencas empezaron a formarse en el Paleozoico, sin embargo, la mayoría del relleno sedimentario presente es de edad Mesozoica (Symonds, 1993).

1.2 ANTECEDENTES DEL ÁREA DE ESTUDIO. En la década de los 90´s la Cuenca Browse fue descrita nuevamente por Maung et. al., 1994, Struckmeyer et. al., 1998 y Blevin et. al., 1998, obteniendo una caracterización detalla de la cuenca para su posterior explotación. A finales del 2001 la cuenca contaba con 19 campos descubiertos, entre ellos el Campo Poseidón 3D, así como también con 59 pozos de exploración, contando con una reserva estimada de 35 Tcf de gas, 722 mmbbls de condensado y 15 mmbbls de aceite. El Campo Poseidón 3D comenzó operaciones como un proyecto en busca de gas y condensado, la primera fase de exploración fue a finales del 2009 - principios del 2010, involucró un programa de perforación de 4 pozos de los cuales solo tres tuvieron éxito Poseidón-1, Poseidón-2 y Kronos-1. La segunda fase de exploración concluyó en agosto de 2014 y consistió en 6 pozos de los cuales 5 fueron exitosos, Bóreas-1, Zephyros-1, Proteus-1, Pharos-1 y Poseidón North-1 (ConocoPhillips, 2019).





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1.3 LOCALIZACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO. La zona de estudio se encuentra dentro de la Cuenca Browse, la cual es una cuenca sedimentaria de tendencia noreste – suroeste, ubicado en la región sur del mar de Timor, en la plataforma noroeste de Australia, entre las latitudes 14°S y 16°S y entre las longitudes

120°30´E y 124°30´E. Cuenta con una superficie aproximada de 140,000 𝑘𝑚2 y más de 20 km de sedimentos que van del Paleozoico al Terciario con un espesor máximo de 12 km y en profundidades de agua de 20 m a más de 2000 m (Figura 2) (Blevin et. al., 1997; Symonds, 1993).

El área a estudiar es el Campo Poseidón 3D, el cual cubre un área de 2828 𝑘𝑚2, que esta aproximadamente a 350 km de la costa al N de Broome, en Australia occidental (ConocoPhillips, 2012).

Fig. 2. Localización de la Cuenca Browse. Modificada de Griffiths et. al., 2001.

1.4 MARCO GEOLÓGICO LOCAL.

1.4.1 ELEMENTOS ESTRUCTURALES. Los principales rasgos estructurales de la región son El Bloque Kimberley, La Plataforma Yampi, La Plataforma Leveque, La Terraza Prudhoe, La Cuenca Central Browse, La Cuenca Exterior Browse, La Meseta Scott, La Plataforma Ashmore y La Subcuenca Vulcan (Figura 3) (Symonds, 1993).

Browse Basin

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El Bloque Kimberley es un área constituida por rocas plutónicas y metamórficas del Arqueano y Proterozoico respectivamente, cubiertas por estratos sedimentarios localmente deformados por actividad de pequeños volcanes, forma el límite oriental de la Cuenca Browse. El Bloque Kimberley presenta fallas con dirección hacia el oeste mismo que dio origen a la formación de terrazas y a la acumulación de sedimentos del Fanerozoico en la base de la cuenca, es considerado como el principal generador de sedimentos a la Cuenca Browse (Symonds, 1993). La Plataforma Yampi forma gran parte del flanco oriental de la Cuenca Browse, consiste de una cuña que abre hacia el mar durante el Pérmico, sedimentos del Jurásico Tardío, Cretácico y Terciario fueron depositados directamente sobre el basamento. La Plataforma Yampi es continua al Arco Londonderry al norte y al sur colinda con la Plataforma Leveque (Symonds, 1993). La Plataforma Leveque es considerada como una extensión de la parte sur de la Plataforma Yampi y de la Terraza Prudhoe. El basamento está cubierto por sedimentos del Jurásico Tardío y Cretácicos. El lado sur de la plataforma está delimitado por una extensión del sistema de fallas con dirección ONW-ESE, que define el margen norte de la Cuenca Canning, el borde occidental de la plataforma se define por las principales fallas normales con dirección NE-SW (Symonds, 1993). La Terraza Prudhoe está separada de la Plataforma Yampi hacia el este por la parte superior de un pliegue con tendencia NE y la parte oeste de la Cuenca Browse se delimita por una importante zona de fallas normales con tendencia NE-ENE, sobreyace una secuencia de sedimentos Pérmicos (Symonds, 1993). La Cuenca Central Browse está delimitada al este por la Terraza Prudhoe y al oeste por la Cuenca Exterior Browse y por la Meseta Scott. Hasta 11,000 m de sedimentos clásticos, volcánicos y carbonatados del Paleozoico Tardío y más jóvenes se acumularon en la cuenca. Las fallas que presenta son generalmente subparalelas a la dirección de los granos de la cuenca NE-SW, con desplazamientos hasta principios del Cretácico Temprano. Los principales rasgos estructurales de esta cuenca son los arcos interior y exterior y el Arrecife Scott el cual forma el margen occidental (Symonds, 1993). La Cuenca Exterior Browse se encuentra entre la Meseta Scott al norte y al oeste del Arrecife Scott (Symonds, 1993). La Meseta Scott se encuentra a una profundidad cercana a los 2500 m, datos sísmicos sugieren que la meseta descansa sobre rocas Paleozoicas relativamente poco profundas aproximadamente 1000 m, cubiertas por carbonatos datados en el Cretácico Superior-Cenozoico. Durante el Carbonífero y hasta el Jurásico Tardío, cuando se produjo la expansión del piso oceánico la Meseta Scott se localizaba sobre el nivel del mar, proporcionando un gran aporte de sedimentos a la Cuenca Browse en pleno desarrollo (Symonds, 1993). La Plataforma Ashmore marca el límite norte de la Cuenca Browse y consiste en un gran bloque elevado de sedimentos subyacentes a rocas Paleozoicas. La sección Triásica está en discordancia sobre arcillas Cretácicas. Al margen de la plataforma se encuentran sedimentos volcánicos de edad Jurásica (Symonds, 1993).

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La Subcuenca Vulcan se conecta con la Cuenca Browse por medio de una cabalgadura que se extiende desde la Plataforma Ashmore hasta el Arco Londonderry. La subcuenca es un depocentro con tendencia NE originado en el Jurásico Tardío, contiene una serie de terrazas que por efectos de los desplazamientos distensivos dio paso a la formación de un graben (Symonds, 1993).

Fig. 3 Elementos estructurales de la Cuenca Browse. Modificada de Blevin et. al., 1997.

1.4.2 HISTORIA ESTRUCTURAL Y DESARROLLO DE MÁRGENES. Estudios sísmicos y aeromagnéticos de la corteza profunda de las Subcuencas de Vulcan y Petrel al norte de la Cuenca Browse, han dado como resultado una nueva historia estructural propuesta para el área del Mar de Timor. Dado lo significativo y naturaleza de muchos de los eventos estructurales es probable que el desarrollo de la Cuenca Browse también fuera fuertemente influenciado por ellos, distinguiéndose seis fases importantes de estructuración que han afectado a la región del Mar de Timor (Figura 4) (Symonds, 1993).

- Fase de extensión durante el Carbonífero Tardío – Pérmico Tardío dio inicio a la formación del sistema de Cuencas Westralian incluida la Cuenca Browse.

- Una fase de subsidencia térmica durante el Pérmico Tardío – Triásico Tardío en la

cual hubo transgresión marina en el Triásico y depósitos de ambiente deltaico a marino en el Pérmico.

Corteza Oceánica

Proterozoico

Plataforma de cubierta

delgada de sedimento

Cuenca sedimentaria Paleozoica

Cuenca sedimentaria Paleozoica

Tardía a Mesozoica

Zona de subducción

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- Fase de compresión durante el Triásico Tardío - Jurásico Temprano, que resultó en la reactivación de los sistemas de fallas Permo-Carboníferas Westralian.

- Fase de extensión durante el Jurásico Temprano – Jurásico Tardío el cual

rápidamente condujo a la ruptura continental y la expansión del fondo marino, que formó la Llanura abisal de Argo.

- Fase de subsidencia térmica durante el Jurásico Tardío – Mioceno en el cual hubo

varios ciclos de regresión y transgresión.

- Fase de compresión durante el Mioceno – Reciente donde la depositación fue de carbonatos y también hubo varios ciclos de regresión y transgresión.

1.4.3 ESTRATIGRAFÍA. La Cuenca Browse contiene más de 11,000 m de sedimentos Carboníferos a Recientes (Figura 4). Consideraciones geológicas regionales sugieren que las rocas paleozoicas más antiguas pueden ser la base de la secuencia estratigráfica de la Cuenca Browse; sin embargo, la presencia de la litología es especulativa ya que no han sido cruzados por ningún pozo en la cuenca (Symonds, 1993). La Cuenca Browse no tiene una nomenclatura estratigráfica formalmente definida y varios autores han utilizado una variedad de términos informales. Existe una considerable variabilidad en la litología en toda la cuenca (Symonds, 1993). Una secuencia de carbonatos intercalados por areniscas depositadas en un ambiente sedimentario marino poco profundo del Carbonífero, se superpone a rocas con un bajo grado de metamorfismo perteneciente al Bloque Kimberley, las rocas metamórficas pueden representar parte de la Gondwana Temprana y al Sistema Petrolero Larapintine (Symonds, 1993). Los clastos Pérmicos intercalados con carbonatos se superponen a la secuencia media Carbonífera. Ellos parecen haber sido depositados en un hundimiento de cuenca en ambientes que van desde deltas durante el Pérmico Temprano a marinos poco profundos durante el Pérmico Tardío. La elevación regional y erosión ocurrieron a finales del Pérmico, y parece haber afectado principalmente el área de la Plataforma Yampi/Terraza Prudhoe. Sin embargo, debido a que la secuencia Pérmica no se ha cruzado en el centro de la cuenca, el alcance de esta fase de estructuración y erosión es incierto. Debajo del norte de la Terraza Prudhoe, la sección Permo-Carbonífera ha sido ampliamente bloqueada (Symonds, 1993, p. 16). Los datos sísmicos indican que una sección del Triásico relativamente gruesa se superpone a secuencias del Pérmico en el centro de la cuenca. La sección del Triásico se adelgaza por efectos erosivos hacia el este de la Plataforma Yampi y en algunos casos se trunca contra la cuenca por algunas fallas locales. Los sedimentos del Triásico Temprano consisten en arcillas marinas, limolitas y lutitas depositados durante una gran transgresión marina. Los sedimentos del Triásico Tardío consisten en areniscas y arcillas depositadas en un ambiente fluviodeltaico; sin embargo, son principalmente carbonatos en el sur del área de la Plataforma

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Ashmore. Un episodio erosivo extenso ocurrió durante el Carniano a Ladiniano (Triásico Medio-Tardío) y la inconformidad resultante marca el límite entre el Westralian y el Sistema de Petróleo Gondwana. La mayor elevación y fallas regionales ocurrieron hacia el final del Triásico y produjeron muchas de las características estructurales clave que son parte de la actual Cuenca Browse (Symonds, 1993, p. 16). Los datos sísmicos indican que se produce un valle Jurásico en la parte central de la Cuenca Browse (en las proximidades del Pozo Caswell), y se superpone discordantemente a la sección del Triásico. Este canal se extiende hacia el suroeste hasta la Subcuenca Rowley y hacia el noreste hasta el área Bassett Heywood. La sección Jurásica, que consiste en depósitos fluviodeltaicos consta de siliciclástos, arcillas y carbonatos, se adelgazan en los márgenes de la cuenca. La actividad volcánica ocurrió durante el Jurásico, principalmente a lo largo del oeste y márgenes orientales de la cuenca. La actividad tectónica y la erosión asociada con la aparición de la expansión del fondo marino en la Llanura abisal de Argo resultaron en una gran disconformidad entre el Jurásico Medio y el Jurásico Tardío. Otra erosión importante, pero menos extensa ocurrió durante el Tithoniano, marcando un cambio de facies marinas de baja energía a sedimentos aportados por corrientes marinas con gran energía (Symonds, 1993, p. 16 y 18). Esta fase de sedimentación fue seguida por la depositación de gruesas capas de arcillas marinas de edad Cretácico Temprano. Las características sísmicas de esta secuencia varían desde una unidad al oeste en la base, hasta una capa en la parte superior. La inconformidad del Albiano-Aptiano se reconoce en los datos sísmicos sobre la parte noreste de la Cuenca Browse y puede haber sido el resultado de una elevación y erosión y/o una caída del nivel del mar a mediados del Aptiano. Esta inconformidad marca un cambio de facies de arcillas de baja energía a una energía más alta presentando una secuencia de arenisca y limolita. El hundimiento del margen occidental de la cuenca pudo continuar durante el Albiano (Symonds, 1993). Por la baja cantidad de energía hubo depósitos de sedimentos finos en una secuencia de arcillas, mudstone y en menor medida calco-arenitas, limolita y margas durante el Albiano y el Cenomaniano. Durante el Turoniano y hasta el Santoniano hubo un aumento en la depositación de carbonatos a lo largo de la cuenca en forma de margas, calco-arenitas y calcilutitas. Esto representa un cambio en la circulación de las corrientes marinas afectando a los ambientes marinos restringidos a ambientes marinos abiertos. Durante el Campaniano y el Maastrichtiense se continuaron depositando a lo largo del margen occidental, mientras que durante una regresión marina se depositaron sedimentos en el noreste de la cuenca (Symonds, 1993). La depositación continuó durante todo el Terciario con varios ciclos de regresión y transgresión. Durante el Paleoceno y el Eoceno Temprano, se depositó una secuencia de arenisca en la parte norte y noreste de la cuenca. La sedimentación clástica disminuyó hacia el final del Eoceno y los sedimentos de carbonato se depositaron durante el resto del Cenozoico (Symonds, 1993, pág. 18).

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Fig. 4. Columna estratigráfica y fases de la Cuenca Browse. Modificada de Blevin et. al., 1997.

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CAPÍTULO 2 - GEOFÍSICA

2.1 SÍSMICA DE REFLEXIÓN. La sísmica se puede considerar el método más resolutivo de todos los métodos geofísicos, además de integrarse muy bien con otras disciplinas como la gravimetría y la magnetometría, es el más bajo en ambigüedades. El método de prospección sísmica determina de manera indirecta las características estructurales de capas estratificadas, de propiedades físicas contrastantes, a partir de los tiempos registrados en la superficie, de las trayectorias de movimientos ondulatorios que se propagan en el subsuelo, las cuales se generan de manera controlada en la superficie. La reflexión utiliza todas las ondas que se han reflejado en los estratos del subsuelo que presenten contrastes de propiedades elásticas, detectándose en cada punto de la superficie las reflexiones generadas en todas las interfaces del paquete geológico, lo que permite obtener una imagen casi completa del subsuelo, sin embargo, los datos obtenidos no proporcionan suficiente información sobre la velocidad de propagación de las ondas, la cual tiene que determinarse por otros medios. Se requieren distancias de observación relativamente cortas, generalmente menores que la profundidad de la capa más profunda que se requiera detectar, y se utiliza principalmente para la exploración de capas profundas, para un número elevado de capas reflejantes o que presenten contrastes pequeños de velocidades. La técnica de reflexión se deriva del principio de Huygens, que considera un frente de onda que incide sobre una interface plana, además la primera ley de Snell, que proporciona información sobre las trayectorias de los rayos, los tiempos de llegada y la posición de los refractores, sin referir información sobre las amplitudes de las ondas y establece que el seno del ángulo de la onda incidente será igual al seno del ángulo de la onda reflejada:

sen i = sen r Cuando un frente de onda llega a un contacto entre dos capas de diferentes velocidades, parte de la energía se refleja propagándose en el medio incidente, este efecto se cumple para cualquier contacto donde exista un contraste de velocidades. El tiempo total de trayectoria, queda definido por el tiempo transcurrido para recorrer la distancia de la superficie (punto A) a la capa reflectora (punto B) y la distancia del mismo punto a otro punto en la superficie (punto C), con una velocidad promedio de propagación entre la superficie y la capa de reflexión (Figura 5).

Fig. 5 Diagrama de una trayectoria reflejada en el punto B, partiendo de A y detectada en C. Tomada de Canales, 2010.

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Las diferentes señales que se recogen del número de sismo-detectores, se denominan trazas sísmicas, se procesan y se reordenan en puntos reflectores comunes CDP, los cuales concentran la información de todas las reflexiones encontradas, una vez que todas las trazas de un mismo punto común se han agrupado, se suman para obtener una sola traza de punto común, al conjunto de todas las trazas de punto común se le llama sección sísmica de reflexión, que es una imagen del subsuelo en donde las reflexiones se observan en forma de líneas negras de mayor amplitud y definen capas reflectoras que posteriormente se asociaran a estructuras geológicas (Figura 6) (Canales, 2010).

Fig. 6 Reflexiones en un mismo punto CDP. Tomada de Canales, 2010.

2.2 REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS. Los registros geofísicos de pozos (RGP) consisten en la medición en función de la profundidad o del tiempo de alguna propiedad física y/o química vinculada al material litológico del subsuelo (sistema roca-fluido). El registro se lleva a cabo mediante una herramienta denominada sonda, la cual se compone de uno o más sensores que se encargan de medir sobre la pared del pozo la respuesta física del material litológico. Dicha respuesta medida está en función del tiempo de herramienta utilizada (Figura 7). El diagnóstico que proporcionan es puntual, continuo, de alta resolución haciendo del RGP una técnica ampliamente utilizada para la exploración y explotación en la industria petrolera, minera, geohidrológica, geotérmica y geotécnica, para determinar saturación de fluidos. (GEOTEM©, 2016).

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Fig. 7 Diagrama de la toma de registros. Tomado de Collantes, 2013.

2.2.1 TIPOS DE REGISTROS.

2.2.1.1 REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO. Los registros de potencial espontáneo (SP) y de rayos gamma naturales (GR) son mediciones de fenómenos físicos que ocurren de manera natural en las rocas. La curva SP registra el potencial eléctrico (voltaje) producido por la interacción del agua de formación, el fluido de perforación conductivo y rocas selectivas de iones (lutita). El registro SP mide la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie, en función de la profundidad además este registro SP, permite la determinación de la resistividad del agua de formación Rw (Ramos et. al., 2008, p. 51).

2.2.1.2 REGISTRO DE RAYOS GAMMA. Responde a los rayos gamma producidos en el proceso de decaimiento radioactivo natural que ocurre en los minerales de las rocas. La radioactividad medida en los registros es el resultado de los rayos gamma producidos por el Potasio 40 y el decaimiento de los productos de las series de Uranio y Thorio. El Potasio 40 es común que ocurra en rocas de grano fino, tales como lutitas o arcillas.

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Este registro se utiliza para indicar la arcillosidad, o bien para marcar zonas limpias; las arenas, calizas, dolomitas y anhidritas contienen muy pocos elementos radioactivos. La curva resultante se puede correlacionar con la SP e incluso se puede hacer una correlación estratigráfica o de igual manera se puede estimar el volumen de arcilla (Arroyo y Roig, 1987).

2.2.1.3 REGISTRO DE DENSIDAD. El registro de densidad responde a la densidad de electrones de las formaciones; es un registro radioactivo que puede tomarse tanto en agujeros llenos de lodo como en vacíos, por medio de este se obtiene la densidad total de la formación. Es una herramienta efectiva en la industria petrolera, se ocupa de determinar la porosidad, para evaluar la litología, contenido de lutita, gas y la saturación de fluido de una formación, en combinación con otros registros proporciona un valor exacto de la porosidad efectiva en arenas arcillosas. Cuando se usa en combinación con los datos de un registro sónico se pueden obtener módulos elásticos y reflectividad acústica (Arroyo y Roig, 1987).

2.2.1.4 REGISTRO SÓNICO. El registro sónico de porosidad, mide el tiempo que tarda una onda compresional de sonido en recorrer un pie de formación; a este proceso se le llama comúnmente tiempo de tránsito (ΔT), midiéndose en microsegundos por pie, y es el valor recíproco de la velocidad de la onda. El tiempo de tránsito de una formación depende de la litología, porosidad, grado de fracturamiento y contenido de fluido; para efectuar esta medida se emplea un transmisor montado en la parte inferior de la sonda que, al ser activado por un pulso eléctrico, genera una onda de sonido que viaja a través del lodo de perforación y penetra en la formación: se mide el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo en los dos receptores que se encuentran en la parte superior de la herramienta, separados entre sí un pie (30.4 cm). Tanto la sonda como el lodo de perforación poseen una menor velocidad de transmisión que la formación; consecuentemente, los primeros arribos de energía acústica en los receptores corresponden al recorrido del sonido por las paredes del barreno. Conociendo la velocidad de matriz de la roca se determina su porosidad en pozos libres y en pozos ademados es de utilidad para conocer las condiciones de adherencia del cemento entre el ademe y la formación (Comisión Nacional del Agua, 2007, p. 96 y 97).

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2.2.1.5 REGISTRO DE TEMPERATURA. Mide la temperatura del fluido (aire, agua o lodo) en el interior del pozo. Se interpreta observando las anomalías o desviaciones con respecto al gradiente de referencia. Esta referencia podría ser el gradiente geotérmico, un registro grabado antes de que comenzara la producción o un registro grabado con el cierre del pozo. La mayor parte de las anomalías están relacionadas con el ingreso de fluidos al pozo o la salida de fluidos hacia la formación. Como la temperatura se ve afectada por el material del exterior de la tubería de revestimiento, un registro de temperatura es sensible no solamente al pozo, sino también a la formación y al espacio anular entre la tubería de revestimiento y la formación. Los registros de temperatura tienen muchas aplicaciones y las más comunes son identificar zonas de producción o de toma de fluidos, evaluar un tratamiento con cemento o de fractura hidráulica y localizar zonas de pérdidas de circulación y fugas de la tubería de revestimiento. Como la temperatura demora un tiempo en disiparse, un registro de temperatura tiende a reflejar el comportamiento de un pozo durante un tiempo mayor que otras mediciones (Schlumberger©, 2019).

2.2.1.6 REGISTRO DE RESISTIVIDAD DE FLUIDO. Determina la resistividad eléctrica del fluido (Fres) contenido en el pozo, se define como el inverso de la conductividad eléctrica que se utiliza comúnmente junto con la temperatura como un indicador de la calidad o tipo de fluido (GEOTEM©, 2016).

2.3 PARÁMETROS LITOLÓGICOS.

2.3.1 RESISTIVIDAD. La resistividad eléctrica de una sustancia es su capacidad de impedir el flujo de corriente eléctrica a través de sí misma. La unidad utilizada en los registros geofísicos de pozos es el ohm-m2/m, generalmente expresado como ohm-m. La conductividad eléctrica es el recíproco de la resistividad y se expresa en milimhos/m (mmh/m). La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones potenciales de petróleo y gas, se componen de rocas que, al estar secas, no conducen corriente eléctrica. Esto es, la matriz de la roca tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación. Solamente el agua intersticial contiene sales disueltas. Las sales se disocian en cationes (de carga positiva como el Na y Ca, etc.) y aniones (con carga negativa como el Cl, SO4, etc.). Bajo la influencia de un campo eléctrico, esos iones se mueven transportando una corriente eléctrica a través de la solución. Si las otras

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condiciones permanecen estables, mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación, y, por tanto, de la formación. Si la porosidad de la formación se incrementa, existirá mayor cantidad de agua de formación y la resistividad será menor. Las condiciones de resistividad son básicas para la obtención de la saturación, en especial las determinaciones de saturación en la parte no invadida del yacimiento. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividad del agua de formación y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua (Ramos et. al., 2008, p. 44).

2.3.2 PERMEABILIDAD. Es la capacidad del medio para transmitir fluidos, es una característica física de la roca que depende del arreglo de los granos, partículas cementante y arcilla. Se puede dividir en absoluta, cuando solo hay un fluido en los poros, efectiva cuando hay más de un fluido y relativa que es la relación entre la permeabilidad efectiva con un fluido específico y la permeabilidad absoluta (Arroyo y Roig, 1987).

2.3.3 POROSIDAD. La porosidad es la capacidad que posee una roca para contener fluidos, se define como la relación entre el volumen de vacíos con el volumen total y se expresa en por ciento (%) (Figura 8) (Comisión Nacional del Agua, 2007, p. 75).

Fig. 8 Representación de la porosidad. Recuperado de https://acp.com.co/web2017/images/fracking/rocas-ync.png.

2.3.3.1 TIPOS DE POROSIDAD. Porosidad secundaria: está constituida por la porosidad vugular, generada por disolución y por fracturas generadas mecánicamente. Porosidad total: es la relación entre el volumen de todo el espacio poral existente en la roca (poros, fisuras, fracturas, vúgulos) y el volumen total de la roca.

https://acp.com.co/web2017/images/fracking/rocas-ync.png

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Porosidad conectada: es la porosidad de los poros interconectados en el volumen de la roca. Puede ser mucho menor que la porosidad total, si parte de los poros no están conectados. Porosidad potencial: es la porosidad conectada por gargantas de sección mayor que un valor límite, debajo del cual los fluidos no se desplazan (por ejemplo, 20μ para aceite 5μ para gas). Esta porosidad puede ser mucho menor que la porosidad conectada. Este es el caso de las lutitas o “shales”, que generalmente presentan una porosidad conectada bastante alta (0.40 a 0.50 para lutitas compactadas y hasta 0.90 para limo recién depositado), aunque los fluidos no pueden ser desplazados debido al pequeño tamaño de las gargantas, por lo que la porosidad potencial es prácticamente cero. Porosidad efectiva: es la porosidad accesible a los fluidos libres para desplazarse, excluyendo la porosidad no-conectada y el espacio ocupado por el agua absorbida e inmovilizada en las lutitas o “shales (Viro Consultoría Ltda.1997).

2.3.4 FACTOR DE FORMACIÓN. El factor de formación o factor de resistividad de formación (F), es la relación de la resistividad eléctrica de la roca 100% saturada de agua (Ro), con la resistividad del agua que la satura (Rw), donde F es la constante de proporcionalidad entre Ro y Rw:

Debido a que la mayoría de los granos de la roca tienen una resistividad más alta en relación con el agua, el factor de formación siempre será mayor a 1; de lo anterior se desprende que la resistividad de una formación porosa está directamente relacionada con la resistividad del fluido contenido (Comisión Nacional del Agua, 2007, p. 75).

2.3.5 SATURACIÓN. La saturación de una formación es la fracción del volumen de ésta que es ocupada por un líquido. Con base en lo anterior, la saturación de agua (Sw) se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.

Cuando sólo existe agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%. El símbolo de la saturación es la letra S y para denotar la saturación de un fluido en particular, se utilizan varios subíndices, por ejemplo:

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Sw - saturación de agua. So - saturación de petróleo. Sh - saturación de hidrocarburos. La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca debe ser igual al 100%.

Lo mismo que la porosidad, ambas saturaciones se pueden expresar en fracción o por ciento (%) (Ramos et. al., 2008, p. 45).

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CAPÍTULO 3 – INTERPRETACIÓN SÍSMICA La interpretación es la fase final de la prospección sísmica y tiene como objetivo determinar las estructuras geológica-estructurales y mineralogía compleja, estableciendo la naturaleza de las rocas que las conforman, además de determinar los fluidos que se encuentran en los espacios porosos de ellas y tratar de conocer su comportamiento (Figura 9).

Fig. 9 Vista en planta del Campo Poseidón 3D mostrando la interpretación del Horizonte Plover,

calibrando con el Pozo Pharos 1. Tomada de Petrel®.

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Para poder realizar un análisis óptimo de las secciones sísmicas se aplica la inferencia de las propiedades físicas de las rocas a partir de los datos sísmicos. Para realizar dicho análisis su interpretación sísmica, en donde mediante la ventana de interpretación 2D se correlacionaron los horizontes detectados por la sísmica de los pozos a través de las Inline y Xline (Figura 10).

Fig. 10 Identificamos y trazamos los horizontes de interés; siendo el Horizonte Plover donde localizamos,

interpretamos y correlacionamos entre los pozos. Tomada de Petrel®.

Para comenzar con nuestra interpretación, añadimos nuestros horizontes, cabe señalar que nos encontramos en la ventana de interpretación en la cual podemos marcar nuestros horizontes y comenzar la interpretación, como se observa en la Figura 11 tenemos marcados nuestros horizontes cada 10 Inline hasta llegar a nuestra Inline de partida.

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Fig. 11 Interpretamos los horizontes mayoritariamente de interés a una profundidad de 2500 a 3500. Tomada de Petrel®.

Una vez visualizados nuestros pozos en una ventana de mapeo y haber creado nuestra tabla donde visualizamos los pozos cuando interpretemos, podemos verlos de mejor manera ya en una ventana en 3D y conocer de manera más detallada la ubicación usando nuestra sección sísmica (Figura 12).

Fig. 12 Vista del Horizonte Plover, marcando la altura en isolíneas en área de interés donde se ubican los Pozos Torosa, Poseidón, Poseidón 2, Poseidón North, Kronos, Proteus y Bóreas. Tomada de Petrel®.

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CAPÍTULO 4 – MINERALOGÍA COMPLEJA UTILIZANDO LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS

4.1 MINERALOGÍA COMPLEJA. La mayoría de las formaciones almacenadoras de hidrocarburos (aceite o gas) están compuestas de rocas sedimentarias, a diferencia de las rocas ígneas y metamórficas. Las rocas sedimentarias, como su nombre lo indica, están compuestas por diferentes tipos de sedimentos que han sido depositados en algún punto de la acumulación, posiblemente la base de algún océano antiguo o un canal fluvial. Después de algún periodo geológico, muchas de tales capas de sedimentos pueden acumularse. Las fuerzas tectónicas impuestas sobre las capas subyacentes resultan en la compactación y cementación de los sedimentos consolidados hasta formarse las rocas sedimentarias. Por volumen, se estima que las rocas sedimentarias constituyen solo el 5% de la litosfera conocida (los 16 km de espesor de la corteza exterior), mientras que las rocas ígneas y metamórficas constituyen el 95%. Sin embargo, las rocas sedimentarias cubren el 75% del área total de tierra sobre los continentes, con las rocas ígneas y metamórficas cubriendo el resto. Es evidente, además, que forman una porción muy delgada sobre la superficie terrestre. Las rocas sedimentarias pueden ser subdivididas en dos categorías primarias; clastos y carbonatos. Estas categorías comprenden a los tipos de roca de los yacimientos productores más comunes: arcillas, areniscas, calizas y dolomías. La composición, lugar de origen y tamaño de grano de los sedimentos individuales de una roca están entre los factores que determinan la identidad de la roca.

Clásticas Carbonatadas

• Areniscas/Domos salinos.

• Arcillas.

• Calizas.

• Dolomías

La gran mayoría de rocas dentro de los yacimientos están compuestas de uno o dos minerales principales y pueden contener algo de arcilla. Las mezclas binarias más comunes asociadas a rocas carbonatadas son calizas-dolomita, caliza-sílice, sílice-dolomita y dolomita-anhidrita y para las rocas clásticas (arenas) sílice-dolomita, sílice-caliza y sílice-minerales pesados (pirita o siderita). También existe la ocurrencia de algunas mezclas ternarias de estos minerales y composiciones más complejas.

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4.1.1 ROCAS CLÁSTICAS. Los sedimentos clásticos son producidos por intemperismo y afallamiento de rocas pre-existentes. Estas partículas, habiendo sido derivadas desde algún otro punto de acumulación, son transportadas, reagrupadas, y modificadas por movimiento de fluidos tales como agua y aire. Su depósito es normalmente en capas horizontales sucesivas. Las formaciones sedimentarias clásticas son areniscas y arcillas. Además de ser de diferente composición, esos dos tipos de roca también difieren drásticamente en tamaño de grano. Esta acumulación de similitudes (origen) y diferente tamaño de grano produce formaciones que contienen combinaciones de arenisca y arcilla. La arcillosidad afecta tanto las características de la formación como la respuesta de los registros. Las areniscas se componen principalmente de cuarzo, feldespato y mica. En muchas formas de arenisca, el cuarzo constituye el 90% de la fracción detrítica de la roca. Por esta razón muchas gráficas se refieren a las formaciones de areniscas simplemente como “cuarzo”.

4.1.2 ROCAS CARBONATADAS. Las formaciones de carbonatos son generalmente marinas en origen y compuestas principalmente de granos de esqueletos y/o precipitados marinos. Esos constituyentes son producidos dentro de la región de acumulación y no son formados por detritos intemperizados o afallamiento de rocas pre-existentes. Las formaciones carbonatadas productoras típicamente incluyen caliza y dolomía. La principal diferencia entre esos dos tipos de roca es el mecanismo de origen. En términos de composición, el término “caliza” es usado para aquellas rocas cuya fracción de carbonato (predominantemente calcita CaCO3) supera la fracción no carbonatada. El término “dolomía” implica que la fracción principal de carbonatos está compuesta primordialmente de carbonato de calcio-magnesio (Ca-Mg(CO3)2). Debido a que la fracción de carbonato en si misma puede diferir dramáticamente y el porcentaje de material no carbonatado puede acercarse al 50%, algunos términos aplicados a tales formaciones generalmente podrían ser confusos por ejemplo caliza-dolomítica, dolomita calcárea, etc. La determinación de la porosidad es necesaria para una interpretación de registros geofísicos de los pozos de exploración; cuando la litología de una formación limpia y saturada de líquido es conocida o puede ser asumida con razonable exactitud, valores representativos de porosidad pueden ser derivados de la lectura de un registro de porosidad. Es por esto, que la determinación de porosidad se involucra más cuando la litología no se conoce o cuando consiste en dos o más minerales de proporciones desconocidas. La determinación exacta de la litología puede ser necesaria por varias razones:

• La porosidad puede contener valores cercanos a pruebas de laboratorio (+/- 5%); si se desea obtener valores más aproximados a partir de registros. La dolomía y arcilla, por ejemplo, ocasionan separaciones similares entre las curvas de porosidad-neutrón y porosidad-densidad, basados en una caliza, pero la porosidad efectiva se calcula de manera diferente cada caso.

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• La distribución litológica a través de un campo puede revelar direcciones preferenciales para las localizaciones de futuros pozos en desarrollo. Por ejemplo, la dolomitización está a menudo acompañada por un incremento de permeabilidad, así que la dirección en el incremento de contenido dolomítico puede ser favorable a la dirección de una mayor exploración.

• Formaciones compactas (low porosity) a menudo requieren acidificación o fracturamiento con ácido para estimular la producción. La optimización de esta operación requiere del conocimiento de la litología compleja de la formación

(Collantes, 2013; Scrib, 2019).

4.2 SOFTWARE IP®. Se inicia cargando los ocho pozos o los archivos .las, desde la pestaña well se realiza la lectura en load well from database (Figura 13).

Fig. 13 Ventana que muestra la lectura de los ocho pozos. Tomada de IP®.

El siguiente paso se trata de visualizar todos los registros pertenecientes a cada pozo con la pestaña de log plots después IP defaults y en triple combo y se arrastran las curvas de registros (Figura 14).

Fig. 14 Principales registros geofísicos de pozo. Tomada de IP®.

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A continuación, se cargan las profundidades a las cuales se encuentran las formaciones (Figura 15).

Fig. 15 Ventana que muestra la cima de cada una de las formaciones. Tomada de IP®.

Uno de los módulos que se encuentran en IP® es el cálculo de volumen de arcilla (Figura 16).

Fig. 16 a) Pestaña para seleccionar el volumen de arcilla, b) Ventana de los valores de arcilla

y c) Curva del volumen de arcilla. Tomada de IP®.

a

b

c

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En seguida se procede al cálculo de la porosidad y la saturación de agua utilizando el módulo de IP® Porosity and Water Saturation (Figura 17).

Fig. 17 a) Pestaña para el cálculo de la porosidad y la saturación de agua, b) Ventana que muestra los valores de porosidad y

saturación de agua y c) Curva de la porosidad y de la saturación de agua. Tomada de IP®.

a

b

c

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Utilización del módulo Cutoff and Summation (Figura 18).

Fig. 18 a) Pestaña para el cálculo de zonas de paga, b) Ventana de datos de zonas de paga

y c) Curva que muestra las zonas de paga. Tomada de IP®.

a

c

b

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Cálculo de la mineralogía compleja (Figura 19).

Fig. 19 a) Pestaña para el cálculo de la mineralogía compleja, b) Matriz para la mineralogía compleja

y c) Curvas de mineralogía compleja. Tomada de IP®.

4.3 REGISTROS GEOFÍSICOS DEL POZO PHAROS EN EL CAMPO POSEIDÓN 3D. 4.3.1 PRINCIPALES REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS (TRIPLE COMBO). El registro geofísico de pozo es una obtención gráfica de las características y/o propiedades físicas del subsuelo en función de la profundidad. Registra características litológicas y propiedades petrofísicas del subsuelo. La información obtenida es de uso cuantitativo y cualitativo. Los diferentes tipos de registros geofísicos se enlistan a continuación:

c

a

b

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- Registro de Rayos Gama - Registro de Resistividad Somera - Registro de Resistividad Profunda - Registro de Densidad - Registro de Neutrón - Registro de onda P - Registro de onda S

El siguiente templete creado por IP® es llamado triple combo y es un estándar en la industria petrolera en el cual se visualizan los principales registros geofísicos de pozos: rayos gama, resistivos y de densidad. La primera columna representa la profundidad del pozo a partir de las lecturas de los registros, la segunda columna muestra las cimas de las formaciones y a partir de la tercera columna se visualizan los registros de pozos principales enlistados con anterioridad (Figura 20).

Fig. 20 Principales registros geofísicos del Pozo Pharos, templete triple combo Tomada de IP®.

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4.3.2 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA, VOLUMEN DE MATRIZ Y POROSIDAD EFECTIVA. En la Figura 21 se muestra el cálculo del índice de arcilla, volumen de arcilla y porosidad efectiva y por último volumen de matriz, volumen de arcilla y porosidad efectiva con el cálculo acumulativo.

Fig. 21 Cálculo del índice de arcilla, volumen de arcilla y porosidad efectiva Tomada de IP®.

4.3.3 CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA Y DEL VOLUMEN VOLUMÉTRICO DE AGUA. El cálculo de la saturación de fluidos se realiza utilizando el módulo del programa IP® Porosity and Water Saturation. En la última columna se observan los volúmenes tanto de aceite como de agua y es claro que estos volúmenes se hallan en la Formación Jamieson y Plover (Figura 22).

Fig. 22 Cálculo de la saturación de agua (SW) y volumen volumétrico de fluidos. Tomada de IP®.

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4.3.4 CÁLCULO DE LA POROSIDAD EFECTIVA, SATURACIÓN DE AGUA Y VOLUMEN DE ARCILLA POR ZONAS. En la Figura 23 se aprecia el registro de rayos gama con los respectivos cálculos de porosidad, saturación de agua y volumen de arcilla para cada una de las formaciones. A demás se visualizan de manera adelantada las zonas de interés en color verde y las zonas de paga en color rojo.

Fig. 23 Cálculo de porosidad efectiva, saturación de agua y volumen de arcilla. Tomada de IP®.

Se muestra a continuación una gráfica cruzada de neutrón-densidad y utilizando el registro de rayos gama, para todas las formaciones del Pozo Pharos en donde se observa la línea de arenisca, carbonatos y dolomita; además se observa efecto de gas en color azul (Figura 24).

Fig. 24 Crossplots de neutrón-densidad utilizando rayos gama. Tomada de IP®.

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4.4 MINERALOGÍA COMPLEJA POR FORMACIONES.

4.4.1 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN JAMIESON. En la Figura 25 se muestra claramente el cálculo de la mineralogía para la Formación Jamieson en donde se aprecia un abundante porcentaje del mineral calcita al igual que arcilla con un mínimo de dolomita, el resto corresponde a la porosidad con saturación de agua.

Fig. 25 Cálculo de la mineralogía compleja para la Formación Jamieson. Tomada de IP®.

En el siguiente crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Jamieson se alcanza a observar presencia de carbonatos y de dolomita. La gráfica cruzada da información de porosidad, litología y saturaciones de fluidos (Figura 26).

Fig. 26 Crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Jamieson. Tomada de IP®.

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4.4.2 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN ECHUCA. En la Figura 27 se muestra el cálculo de la mineralogía correspondiente a la Formación Echuca y se observa un abundante porcentaje de arcilla el cual corresponde con su crossplots de neutrón-densidad de la Figura 28. En contraparte el porcentaje en carbonatos es poco al igual que la saturación de fluidos por lo que se puede concluir que la Formación Echuca es pobre en producción de petróleo.

Fig. 27 Cálculo de la mineralogía compleja perteneciente a la Formación Echuca. Tomada de IP®.

Crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Echuca, se observa claramente altos valores de rayos gamma los cuales se muestran en color rojo. Los altos valores de rayos gamma pertenecen a una zona sucia con abundancia de arcilla y muy pocos carbonatos y escases en saturación de fluidos (Figura 28).

Fig. 28 Crossplots de neutrón-densidad perteneciente a la Formación Echuca. Tomada de IP®.

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4.4.3 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN VULCAN. La Figura 29 pertenece a la Formación Vulcan caracterizada por un alto porcentaje de arcilla y bajo porcentaje de carbonatos; además hay poca presencia de dolomita el cual corresponde con su crossplots de la Figura 30.

Fig. 29 Cálculo de la mineralogía compleja para la Formación Vulcan. Tomada de IP®.

Crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Vulcan, se nota similitud con la Formación Echuca con la excepción de que ahora hay existencia de dolomita en bajo porcentaje, de igual forma la arcilla aparece en mayor cantidad (Figura 30).

Fig. 30 Crossplots de neutrón-densidad perteneciente a la Formación Vulcan. Tomada de IP®.

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4.4.4 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN MONTARA. La Figura 31 corresponde a la Formación Montara la cual se caracteriza por tener abundante arcilla, pocos carbonatos y ausencia de dolomita muy similar a las formaciones antes analizadas.

Fig. 31 Cálculo de la mineralogía compleja para la Formación Montara. Tomada de IP®.

Crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Montara de igual manera los puntos en rojo indican altos valores de rayos gama (Figura 32).

Fig. 32 Crossplots de neutrón-densidad perteneciente a la Formación Montara. Tomada de IP®.

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4.4.5 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN PLOVER TOP VOLCANICS. Mineralogía compleja correspondiente a la Formación Plover (Figura 33).

Fig. 33 Cálculo de la mineralogía compleja perteneciente a la Formación Plover Top Volcanics. Tomada de IP®.

Crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Plover Top Volcanics (Figura 34).

Fig. 34 Crossplots de neutrón-densidad perteneciente a la Formación Plover Top Volcanics. Tomada de IP®.

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4.4.6 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE A LA FORMACIÓN PLOVER TOP RESERVOIR. Mineralogía compleja de la Formación Plover Top Reservoir caracterizada por tener alto porcentaje de carbonatos lo que favorece la presencia de fluidos, también hay presencia de arcilla en menor grado y dolomita, cabe destacar que es la formación donde se localizan las zonas de paga (Figura 35).

Fig. 35 Cálculo de la mineralogía compleja perteneciente a la Formación Plover Top Reservoir. Tomada de IP®.

Crossplots de neutrón-densidad correspondiente a la Formación Plover Top Reservoir, existe estrecha relación con la columna de mineralogía ya que también muestra presencia de carbonatos, dolomita y arcilla además hay efecto de gas (Figura 36).

Fig. 36 Crossplots de neutrón-densidad perteneciente a la Formación Plover Top Reservoir. Tomada de IP®.

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4.5 MINERALOGÍA COMPLEJA DE LOS POZOS INCLUYENDO ZONAS DE PAGA EN MILLONES DE BARRILES DE PETRÓLEO.

4.5.1 MINERALOGÍA COMPLEJA PARA EL POZO PHAROS1. En el siguiente templete realizado con el software IP® se muestra el cálculo de la mineralogía compleja incluyendo saturaciones de fluidos, volumen volumétrico de fluidos, zonas de paga e impedancia correspondientes al Pozo Pharos1 (Figura 37).

Fig. 37 Cálculo de la mineralogía compleja para el Pozo Pharos1, incluyendo zonas de paga e impedancia. Tomada de IP®.

4.5.2 MINERALOGÍA COMPLEJA PARA EL POZO KRONOS1. De igual manera en la siguiente figura se muestra la mineralogía compleja del Pozo Kronos1 con distintos porcentajes de arcilla, calcita y muy poca dolomita además de saturación de agua (Figura 38).

Fig. 38 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Kronos1. Tomada de IP®.

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4.5.3 MINERALOGÍA COMPLEJA PARA EL POZO POSEIDÓN1. Para el Pozo Poseidón1 hay un porcentaje alto del mineral calcita, en menor grado aparece la arcilla y la dolomita y presenta saturación de agua en menor cantidad e hidrocarburo en mayor cantidad (Figura 39).

Fig. 39 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Poseidón1. Tomada de IP®.

4.5.4 MINERALOGÍA COMPLEJA PARA EL POZO PROTEUS. En el Pozo Proteus la cantidad de dolomita se incrementa, así como también los carbonatos, lo que favorece la saturación de fluidos, en contraparte la arcilla sufre un decremento, todo esto solo en la Formación Plover Reservoir (Figura 40).

Fig. 40 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Proteus. Tomada de IP®.

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4.5.5 MINERALOGÍA COMPLEJA PARA EL POZO TOROSA. El Pozo Torosa se caracteriza por abundante arcilla, así como dolomita en las Formaciones de Prion y Jhonson con ausencia total de carbonatos los cuales aparecen más abajo en la Formación Jamieson pero en menor cantidad (Figura 41).

Fig. 41 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Torosa. Tomada de IP®.

4.5.6 MINERALOGÍA COMPLEJA PARA EL POZO BÓREAS. El Pozo Bóreas es muy rico en carbonatos beneficiando la saturación de fluidos y con esto un alto número de barriles de petróleo, la formación con mayor fluido es la Plover (Figura 42).

Fig. 42 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Bóreas. Tomada de IP®.

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4.5.7 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE AL POZO POSEIDÓN NORTH. En el siguiente pozo el cual es Poseidón North se muestra claramente muy poca saturación de fluidos lo que es un indicativo de muy poco petróleo lo cual se refleja en pocos barriles de petróleo que como veremos más adelante es una estimación afirmativa (Figura 43).

Fig. 43 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Poseidón North. Tomada de IP®.

4.5.8 MINERALOGÍA COMPLEJA PERTENECIENTE AL POZO POSEIDÓN2. Poseidón2 es un pozo con características muy buenas tanto de arcilla como de carbonatos y saturaciones de fluidos lo que nos hace inferir que será buen productor de barriles de petróleo (Figura 44).

Fig. 44 Mineralogía compleja perteneciente al Pozo Poseidón2. Tomada de IP®.

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4.6 INTERPRETACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO POSEIDÓN 3D. En la siguiente figura se muestran las columnas mineralógicas de los ocho pozos del Campo Poseidón 3D en donde se puede apreciar los diferentes porcentajes de los minerales que componen la matriz como son: arcilla, calcita, dolomita y saturación de agua (Figura 45).

Fig. 45 Columnas de mineralogía compleja pertenecientes a los ocho pozos del Campo Poseidón 3D.

En la siguiente tabla se dan los datos de porosidad, saturación de agua y saturación de aceite, donde es claro que el pozo con mejor producción es el Pozo Bóreas y la formación con mayor número de zonas de paga es la Formación Plover Top Reservoir (Figura 46).

Fig. 46 Datos de porosidad efectiva, saturación de agua y saturación de aceite.

En la tabla que se presenta a continuación se describe en millones de barriles de petróleo la productividad existente en cada pozo y es evidente que el pozo más productivo es el Pozo Bóreas en contraparte el pozo con menor productividad es el Pozo Poseidón North. Cabe indicar que de la cantidad existente solo el 40% es aproximadamente explotable.

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Fig. 47 Datos del número de millones de barriles correspondientes a cada uno de los pozos.

4.6.1 ZONAS DE INTERÉS Y ZONAS DE PAGA PARA EL POZO PHAROS1 EN EL CAMPO POSEIDÓN 3D. La tabla de abajo muestra el cálculo de las zonas de interés que corresponden a las formaciones Jamieson, Plover y Nome (Figura 48).

Fig. 48 Datos donde se muestran las zonas de interés.

A continuación, se hace un cálculo para encontrar el número de barriles de petróleo q hay en la Formación Plover que es la zona de paga:

𝑉𝑜𝑖𝑙 = (Ø ∗ 𝑆𝑜𝑖𝑙 ∗ 𝐻)𝐴𝑟𝑒𝑎𝑉𝑜𝑖𝑙 = (3.13)(𝜋 ∗ 13732) = 18,536,822.22𝑚^3

dónde: 1373m=radio drene

𝐵𝐴𝑅𝑅𝐼𝐿𝐸𝑆𝑜𝑖𝑙 =(18,536,822.22)∗1000

159= 116,583,787.5 Barriles

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La siguiente tabla corresponde a las zonas de paga que hay en el Pozo Pharos1, existen tres zonas de paga y la de mayor porcentaje es la Formación Plover (Figura 49).

Fig. 49 Datos de zonas de paga.

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CAPÍTULO 5 – DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS

5.1 CONCEPTOS. En los años 60, Matheron acuñó el término de Geoestadística, definiéndola como "la aplicación del formalismo de las funciones aleatorias al reconocimiento y estimación de fenómenos naturales" (Matheron, 1964, p. 50).

5.1.1 OTRAS DEFINICIONES.

• La Geoestadística es una rama de la estadística aplicada que se especializa en el análisis, modelación y predicción de la variabilidad espacial de fenómenos en Ciencias de la Tierra.

• Rama de la estadística aplicada que se caracteriza por tomar en cuenta la relación espacial de las variables en estudio.

• Rama de la estadística que se enfoca en analizar, procesar e inferir resultados de datos georeferenciados.

• La Geoestadística es un conjunto de técnicas para el análisis y predicción de valores distribuidos en el espacio y/o en el tiempo, dichos valores se asumen correlacionados entre sí (Díaz, 2009).

5.2 ETAPAS DE UN ANÁLISIS GEOESTADÍSTICO. Un análisis geoestadístico está compuesto por tres etapas: a) Análisis exploratorio de los datos, b) Análisis de la relación espacial (estructural) y c) Predicción (estimaciones o simulaciones).

5.3 CAMPOS DE APLICACIÓN. La Geoestadística ha sido aplicada en diversas ramas de las ciencias y en las ingenierías: industria petrolera, minería, ciencias del mar, hidrogeología, pesca, medio ambiente, ciencias agrícolas y forestales, ingeniería civil, procesamiento de imágenes, cartografía, ciencias de materiales, salud pública, meteorología, edafología, finanzas, entre otras.

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Petróleo

• Modelos geológico–petrofísicos de yacimientos

• Análisis de permeabilidad

• Simulación de facies

• Caracterización de propiedades petrofísicas y su escalamiento

• Integración de información de diferentes fuentes

• Evaluación de reservas

• Análisis de riesgo Hidrogeología

• Solución de problemas inversos (permeabilidad, transmisividades)

• Estimaciones de los niveles piezométricos

• Diseño de Redes óptimas de monitoreo

• Estimación de los límites de la pluma de un contaminante Minería

• Estudios de factibilidad económica de un yacimiento

• Peritaje minero

• Cálculo de reservas

• Diseño de métodos de explotación basados en la distribución de la mineralización Medio Ambiente

• Predicción de la distribución de contaminantes en atmósfera, suelos, acuíferos y cuerpos de agua

• Evaluación de sitios contaminados

• Estudios de riesgo e impacto ambiental

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5.4 UBICACIÓN DE LOS POZOS. La siguiente tabla ilustra la distancia relativa entre cada pozo del área de estudio (tabla de coordenadas) y posteriormente se localizan en un mapa de Google Earth® que se muestra en la Figura 50.

POZO Latitud Longitud

Bóreas 1 13° 39' 24.872" S 122° 17' 52.787" E

Kronos1 13° 41' 53.98" S 122° 11' 30.24" E

Pharos1 13° 40' 55.21" S 122° 23' 56.48" E

Poseidón1 13° 37' 16.79" S 122° 18' 23.99" E

Poseidón2 13° 40' 07.177" S 122° 16' 32.259" E

Poseidón North 13° 34' 24.825" S 122° 20' 24.556" E

Proteus1 13°44'1.22"S 122°20'7.62"E

Torosa1 13°51'48.17"S 122° 4'9.59"E

Tabla de Coordenadas geográficas de los pozos

Fig. 50 Zona de estudio. Tomada de Google Earth®.

N

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5.5 SISTEMA SGEMS®. El Sistema SGeMS® (The Stanford Geostatistical Modeling Software) es un software de modelado Geoestadístico 3D con interface gráfica.

5.5.1 CARACTERÍSTICAS. El Sistema Geoestadístico SGeMS® está dividido en 3 partes básicas claramente identificadas en la interface gráfica, estas son: los paneles de algoritmos (estimación, simulación y utilería), visualización 3D y comandos (Figura 51).

Fig. 51. a) Panel de algoritmos; b) Panel de visualización y c) Panel de comandos. Tomado de SGeMS®.

5.5.2 PARÁMETROS Y PROCESOS. Para cargar los datos en el Sistema SGeMS®, se selecciona object en el menú superior, posteriormente load object, en la siguiente pantalla que se despliega, dependiendo del tipo de datos, se puede elegir entre las 3 opciones: point set, cartesian grid, masked grid, particularmente en este caso la referida como point set (Figura 52a). Posteriormente a la elección que se refiere al tipo de datos, se deben proporcionar un conjunto de parámetros, específicamente se debe asignar un nombre, el número de columna del archivo que incluye las coordenadas x, y, z, respectivamente. Para el caso particular del archivo de entrada que se utilizó en el Sistema SGeMS®, la coordenada en x se encuentra

a

b

c

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en la columna 1; la coordenada en y se haya en la columna 2 y la coordenada en z (profundidad) se ubica en la columna 3 (Figura 52b).

Fig. 52 a) Selección del tipo de datos; b) Parámetros de los datos. Tomado de SGeMS®.

La secuencia de procesos posteriores considera el histograma y el modelado del variograma, cuyos parámetros son necesarios para los procesos de estimación y simulación que generarán la distribución espacial de las propiedades petrofísicas (VLIME). El Sistema SGeMS® proporciona varias herramientas de análisis de datos, tales como: el histograma y el variograma. El histograma proporciona el valor de la varianza, valor que es utilizado como valor inicial de la meseta en el modelado del variograma. Para obtener el histograma se selecciona en el menú principal la opción data analysis y en el submenú se elige histogram. Posteriormente se despliega otra pantalla, en la cual aparecen los parámetros necesarios: object (datos de entrada) y property (variable petrofísica sobre la cual se realizará el histograma). La Figura 53 representa el histograma de la variable petrofísica del volumen de calcita (VLIME).

a b

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Fig. 53 Histograma a partir de la variable petrofísica, Volumen de calcita (VLIME). Tomado de SGeMS®.

Una vez que los histogramas han sido generados, el paso siguiente consiste en la modelación del variograma, ya que los algoritmos de los cuales dispone el Sistema SGeMS® necesariamente utilizan un modelo de variograma. El Sistema SGeMS® dispone de 3 modelos básicos de variograma: esférico, exponencial y gaussiano. Para la ejecución del modelado del variograma primeramente debemos elegir data analysis en el menú principal, donde posteriormente se selecciona variogram, se despliega una nueva ventana donde se selecciona la propiedad petrofísica sobre la cual se generará el variograma (Figura 54). El proceso del variograma considera los parámetros tales como: número de lag, separación y tolerancia del lag. Con los parámetros necesarios, se ejecuta el cálculo del variograma, el tiempo de ejecución dependerá considerablemente del número de valores sobre los cuales se esté calculando el variograma.

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Fig. 54 Selección de la propiedad petrofísica sobre la cual se generará el variograma. Tomado de SGeMS®.

Posteriormente cuando el variograma ha sido generado, se realiza el modelado, para lo cual debemos considerar los parámetros: pepita, meseta y rango. El valor inicial de la meseta corresponde al valor de la varianza, la pepita corresponde a la ordenada en el origen y finalmente el rango. Cuando el variograma ha sido modelado (Figura 55), los parámetros del variograma (pepita, meseta y rango) son guardados en un archivo con extensión par, ya que son utilizados como parámetros de entrada en los procesos de estimación y simulación.

Fig. 55 Modelo de variograma correspondiente a la propiedad petrofísica, Volumen de calcita (VLIME).

Tomado de SGeMS®.

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Se modelaron los variogramas para cada propiedad petrofísica: saturación de agua (Sw), saturación de hidrocarburos (SH), porosidad (NPhi), porosidad efectiva (Phie), permeabilidad (k) y volumen de arcilla (Vsh). El siguiente paso consiste en la estimación, proceso que se ejecuta mediante el algoritmo de kriging ordinario. Primeramente, se proporcionan las especificaciones de la retícula 3D, las cuales incluyen número y dimensión de las celdas y las coordenadas iniciales de cada uno de los ejes de coordenadas respectivamente. Para el caso particular, las especificaciones de la retícula 3D, siendo las dimensiones de cada celda x=712 m; y=652 m; z=27 m y coordenadas iniciales: x=399434; y=8466760; z= -5351 (Figura 56a). Una vez que se han proporcionado las especificaciones de la retícula 3D, se ejecuta el algoritmo kriging ordinario, para lo cual se selecciona la opción de stimation del panel de algoritmos y se elige el proceso del kriging del submenú, desplegándose posteriormente la lista de los parámetros requeridos, entre los cuales se haya la pepita, meseta y rango (Figura 56b).

Fig. 56 a) Especificaciones de la retícula 3D; b) Parámetros requeridos para la ejecución del algoritmo

del Kriging ordinario. Tomado de SGeMS®. Finalmente, cuando el algoritmo de kriging ordinario se ha ejecutado, puede visualizarse la propiedad petrofísica que se haya procesado. En la Figura 57 se representa la propiedad petrofísica VLIME.

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Fig. 57 Kriging generado para la propiedad petrofísica VLIME. Tomado de SGeMS®. El paso siguiente consiste en la simulación de las propiedades petrofísicas, se utilizó el algoritmo SGSIM (Sequential Gaussian Simulation). La primera etapa de la simulación consiste en seleccionar simulation en el panel de algoritmos, se despliega una nueva ventana donde aparecen los parámetros requeridos, parámetros que incluyen el nombre, propiedad petrofísica a simular y el modelado del variograma (Figura 58).

Fig. 58 Parámetros requeridos para la simulación SGSIM. Tomado de SGeMS®. Una vez que se ha ejecutado el algoritmo de Simulación Secuencial Gaussiana, puede visualizarse la propiedad petrofísica que se haya procesado, como en el caso de la Figura 59, la cual representa la simulación de la propiedad petrofísica de volumen de calcita (VLIME).

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Fig. 59 Simulación Secuencial Gaussiana de la propiedad petrofísica, volumen de calcita (VLIME). Tomado de SGeMS®.

5.5.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS. A continuación, se presentan los resultados obtenidos considerando 8 pozos en el área de estudio, de los cuales se interpolaron pseudopozos por modelación fractal entre pozos observados a partir de los registros geofísicos de pozo GR, NPhi, Rt, registros que fueron usados para el cálculo del volumen de calcita (VLIME) y mediante el Sistema Geoestadístico SGeMS® se estimaron las distribuciones espaciales de cada propiedad. Primeramente, se presentan los histogramas y los modelos de los variogramas generados, correspondientes a cada una de las propiedades, cuyos parámetros son considerados en los procesos de estimación y simulación. Los histogramas proporcionaron el valor de la varianza para cada propiedad (Figura 60), ya que el valor de la varianza corresponde al valor inicial de la meseta en el modelado del variograma. La Figura 61 ilustra los modelos de variograma para cada una de las propiedades petrofísicas, donde los parámetros considerados fueron la pepita, meseta y el rango, los cuales fueron guardados en un archivo (par), ya que son necesarios como parámetros de entrada en el proceso de estimación y simulación. Con los modelos de variogramas generados se ejecutaron los algoritmos de estimación Kriging ordinario y de Simulación Secuencial Gaussiana respectivamente, que con las especificaciones de la retícula 3D generaron las distribuciones de las propiedades. Las Figuras 62 hasta 69 representa la distribución espacial de cada propiedad, las cuales fueron generadas por los algoritmos de estimación y simulación a partir de un conjunto de pozos de cierta área de estudio.

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Fig. 60 Histogramas obtenidos para las propiedades petrofísicas: a) Vclay; b) Sw; c) Phie; d) Vlime. Tomado de SGeMS®.

a b

c d

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Fig. 61 Modelos de variogramas a partir de las propiedades petrofísicas; a) Phie; b) Sw; c)Vclay; d) Vlime Tomado de SGeMS®.

a b

c d

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Fig. 62 Distribución espacial de la propiedad petrofísica, VLIME. Tomado de SGeMS®.

Fig. 63 Distribución espacial VLIME, considerando los valores más altos a lo largo del volumen.

Tomado de SGeMS®.

Volumen de calcita (VLIME).


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Fig. 64 Distribución espacial de la propiedad petrofísica, VCLAY. Tomado de SGeMS®.

Fig. 65 Distribución espacial VCLAY, considerando los valores más altos a lo largo del volumen. Tomado de SGeMS®.

Volumen de arcilla (VCLAY).


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Fig. 66 Distribución espacial de la propiedad petrofísica, Sw. Tomado de SGeMS®.

Fig. 67 Distribución espacial Sw, considerando los valores más altos a lo largo del volumen. Tomado de SGeMS®.

Saturación de agua (Sw).


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Fig. 68. Distribución espacial de la propiedad petrofísica, PHIE. Tomado de SGeMS®.

Fig. 69 Distribución espacial PHIE, considerando los valores más altos a lo largo del volumen. Tomado de SGeMS®.

Porosidad (PHIE).

Porosidad (PHIE).

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Fig. 70 Correlación entre las distribuciones de volumen de arcilla y saturación de agua. Tomado de SGeMS®.



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Fig. 71 Correlación entre las distribuciones de volumen de calcita y saturación de agua. Tomado de SGeMS®.



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Fig. 72 Correlación entre las distribuciones de volumen de arcilla y porosidad. Tomado de SGeMS®.


Porosidad (PHIE).

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Fig. 73 Correlación entre las distribuciones de volumen de calcita y porosidad. Tomado de SGeMS®.


Porosidad (PHIE).

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Comparando las distribuciones espaciales de las propiedades petrofísicas, se realizó un análisis de la distribución de volumen de calcita (Figura 62 y 63). El volumen de calcita (VLIME) se encuentra en un rango de 0 a 1 lo que representa que existen zonas con alto índice de calcita (color rojo), sin embargo, este valor representa tanto como minerales carbonatados y nitratos. Observando las distribuciones espaciales de las propiedades petrofísicas, se realizó un análisis de la distribución de volumen de arcilla (Figura 64 y 65). El volumen de arcilla VCLAY se encuentra en un rango de 0 a 1 lo que representa que existen zonas con alto índice de arcilla (color rojo), sin embargo, este valor representa agregados de silicatos hidratados procedentes de la descomposición de las rocas que contienen feldespato. Considerando la saturación de agua Sw, (Figura 66 y 67). En toda la distribución, se establece que cuando existe la presencia de agua en una formación porosa, los cuales son conductores de electricidad, por lo que la resistividad aumenta, por lo tanto, al comparar las imágenes de saturación de agua SW con la distribución de resistividad (Rt), se puede observar que las zonas donde existen valores altos de resistividad concuerdan perfectamente con las posibles zonas saturadas de agua que fueron estimadas.

Se debe relacionar la porosidad efectiva, , ya que en este tipo de porosidad los poros se encuentran interconectados y por lo general se presenta asociada con buenas permeabilidades, es decir que, si los poros no estuvieran interconectados, no existiría permeabilidad alguna. Las Figuras 68 y 69 representa la distribución de porosidad efectiva

, como se puede observar ambas propiedades están relacionadas, ya que existen zonas

donde se presentan valores altos de porosidad efectiva , lo que sugiere que si los poros se hayan conectados existirán valores altos de permeabilidad, en otras palabras y de manera general a mayor porosidad efectiva mayor permeabilidad. La distribución de volumen de arcilla (VCLAY) se correlaciono con la distribución de saturación de agua (Sw) (Figura 70), ya que las arcillas están saturadas en agua. Por lo que ambas distribuciones presentan similitud, ya que, en el caso de tener valores altos de saturación de agua, estos valores serán indicadores de la presencia de material arcilloso. Correlacionando la distribución de volumen de calcita (VLIME) con la distribución de saturación de agua (Sw) (Figura 71), se puede observar una saturación de agua en ciertas partes de la zona de estudio. Por lo que ambas distribuciones presentan similitud, ya que, en el caso de tener valores altos de saturación de agua, estos valores serán indicadores de la presencia de material que se puede disolver y permite el paso del agua. Correlacionando las imágenes (Figura 72) de volumen de arcilla (VCLAY) y porosidad efectiva

( ), se puede ver que tiene cierta similitud, identificando que en varias partes de ambas distribuciones se aprecian zonas que contienen niveles variados de porosidad. La porosidad que se puede observar es baja debido a que en arcillas la porosidad va de intermedia a baja. Correlacionando las imágenes (Figura 73) de volumen de calcita (VLIME) y porosidad efectiva

( ), se observa que presentan cierta similitud. La baja porosidad a pesar de tratarse de areniscas, se debe principalmente a que están muy cementados los granos, por lo que muchas veces los granos de arenas son de carbonatos, principalmente calcita. Un pozo perforado verticalmente en un depósito de arenas compactas debe ser bien fracturado y estimulado para producir un gasto de flujo de petróleo suficiente en forma comercial.

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CONCLUSIONES.

• La Cuenca “Browse” ha sido poco explorada, conteniendo cantidades significativas de condensado y con potencial para la generación de petróleo.

• La evaluación petrosísmica realizada en el Campo Poseidón 3D permitió conocer la

porosidad para el cálculo de la mineralogía compleja, hallándose minerales de arcilla, calcita y dolomita y saturación de agua.

• El Pozo Bóreas tiene la mayor cantidad de zonas de paga con 362 millones de barriles de petróleo mientras que el Pozo Poseidón North es el que tiene menor cantidad de zonas de paga con apenas 20 millones de barriles de petróleo. Las zonas de interés se encuentran en la Formación Plover.

• El análisis e integración de información geológica y geofísica del área de estudio, facilita los aspectos de la correlación para la obtención de mineralogía compleja.

• La distribución de propiedades petrofísicas y mineralogía compleja queda determinada por los parámetros del variograma, obtenidos mediante una cuidadosa modelación del variograma.

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