DETERMINACI ´ON DEL ´AREA Y EL ESPESOR DEL
YACIMIENTO Y CUANTIFICACI ´ON DE LOS
RECURSOS EN LAS ARENISCAS BITUMINOSAS DE
LA FORMACI ´ON UNE (CRET ´ACICO) EN R´IO G ¨UEJAR
(DEPARTAMENTO DEL META, COLOMBIA) A
PARTIR DE LA RESPUESTA DEL REGISTRO S ´ONICO
CAMILO ANDR´ES D´IAZ MORALES
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE FISICOQU´IMICAS
ESCUELA DE GEOLOG´IA
MAESTR´IA EN GEOLOG´IA
BUCARAMANGA
2016
DETERMINACI ´ON DEL ´AREA Y EL ESPESOR DEL YACIMIENTO Y CUANTIFICACI ´ON DE
LOS RECURSOS EN LAS ARENISCAS BITUMINOSAS DE LA FORMACI ´ON UNE
(CRET ´ACICO) EN R´IO G ¨UEJAR (DEPARTAMENTO DEL META, COLOMBIA) A PARTIR DE LA
RESPUESTA DEL REGISTRO S ´ONICO
CAMILO ANDR´ES D´IAZ MORALES
Tesis de grado para optar el t´ıtulo de Master en Geolog´ıa Directores
H´ECTOR HUGO P´EREZ VEGA
MSc., Ingenier´ıa de Petr´oleos
SAIT KHURAMA
MSc., Geolog´ıa
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE FISICOQU´IMICAS
ESCUELA DE GEOLOG´IA
MAESTR´IA EN GEOLOG´IA
BUCARAMANGA
2016
DECICATORIA
A mi pap´a Gentil Diaz A mi mam´a Isabel Morales A mi t´ıo Fabio Falck A mi t´ıa Rosa Morales A mis hermanos Santiago y Cristina
AGRADECIMIENTOS
Hay muchas personas valiosas a las que quisiera agradecer, a mi director H´ector Hugo P´erez por ense˜narme como profesor y como amigo, por haberme dado las bases para emprender este proyecto, y guiarme para resolver los problemas que se presentaron en el desarrollo del mismo. A mi codirector el profesor Sait Khurama al igual que mis calificadores el profesor Luis Castillo y el profesor Jairo Torres por sus cr´ıticas constructivas, que finalmente hacen que el resultado final de este proyecto sea satisfactorio.
A mis todos mis profesores y compa˜neros de la maestr´ıa con quienes aprend´ı y compart´ı momentos muy agradables, en especial a Eduardo Rosell´o, Mauricio Parra, German Bayona, Luis Carlos Mantilla, Davis Suarez, Andr´es Mart´ınez, Jos´e Ricardo Sandoval, Rolando Ram´ırez. Mis estudios de maestr´ıa se realizaron con el apoyo econ´omico del Instituto Colombiano del Petr´oleo (ICP) mediante un convenio con la Universidad Industrial de Santander (UIS), a estas dos instituciones quiero agradecer por haberme brindado esta oportunidad, y poner a mi disposici´on todo el personal, y los materiales necesarios para realizar este proyecto.
Al Doctor Andr´es Roberto Mora, funcionario de Ecopetrol, por transmitirme su conocimiento, compartir sus experiencias en el campo.
A todas las personas de la parte administrativa de la UIS, por brindarme el apoyo necesario para llevar a buen t´ermino este proyecto.
´Indice general
INTRODUCCI ´ON
15
1. OBJETIVOS
18
1.1. Objetivo general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
18
1.2. Objetivos espec´ıficos
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
18
2. ANTECEDENTES
19
3. MARCO DE REFERENCIA
21
3.1. Marco espacial y temporal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
21
3.1.1. Configuraci´on Geol´ogica Regional
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
21
3.1.2. Columna estratigr´afica general de la Cuenca de la Cordillera Oriental y la Cuen-
ca de los Llanos Orientales Colombia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
21
3.1.3. Localizaci´on del ´area estudio
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
24
3.2. Marco Te´orico y Conceptual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
24
3.2.1. Generalidades y fundamentos de los registros ac´usticos . . . . . . . . . . . . . .
24
3.2.2. Medici´on de la velocidad del sonido en la roca por medio del registro s´onico de
pozo
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
30
3.2.3. Modelo s´ısmico b´asico
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
3.2.4. Inversi´on S´ısmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
38
4. METODOLOG´IA Y PROCEDIMIENTO
45
4.1. Modelamiento petrof´ısico
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
45
4.1.1. Control de calidad de los registros
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
47
4.1.2. Modelo de arcillosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
47
4.1.3. Modelo de Porosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
49
4.1.4. Modelo de Saturaci´on de Agua
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
59
4.1.5. Modelo de velocidad de propagaci´on del sonido e impedancia ac´ustica
. . . . .
70
4.1.6. Delimitaci´on de la zona reservorio
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
71
4.1.7. Delimitaci´on de la zona de pay
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
71
4.2. Modelo de inversi´on s´ısmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
73
4.2.1. Procesamiento de l´ıneas s´ısmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
73
4.2.2. Inversi´on s´ısmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
74
5. AN ´ALISIS Y PRESENTACI ´ON DE RESULTADOS
84
5.1. Modelo petrof´ısico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
84
5.1.1. C´alculo de saturaci´on de fluidos mediante la ecuaci´on de Archie . . . . . . . . .
84
5.1.2. Identificaci´on de zonas petrol´ıferas mediante la respuesta del registro s´onico y
la impedancia ac´ustica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1.3. Procedimiento final para definir la zona petrol´ıfera y su saturaci´on de hidrocar-
buro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
96
5.2. Inversi´on s´ısmica
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
5.2.1. Resultados de la inversi´on s´ısmica
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
5.3. C´alculo de recursos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
CONCLUSIONES
116
BIBLIOGRAF´IA
119
ANEXOS
´Indice de figuras
1.
Perfil del yacimiento de Arenas Bituminosas en R´ıo G¨uejar
. . . . . . . . . . . . . . . .
16
2.
Areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar clasificadas por su impregnaci´on visual .
17
3.
Mapa de las principales provincias tect´onicas de Colombia mostrando la configuraci´on actual de las cuencas sedimentarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
22
4.
Esquema del levantamiento de la Cordillera Oriental en el Cenozoico dando lugar a la formaci´on de la Cuenca Antepa´ıs Andina de los Llanos Orientales
. . . . . . . . . . . .
23
5.
Mapa de localizaci´on de la cuenca de los Llanos Orientales Colombia
. . . . . . . . . .
23
6.
Cronoestratigraf´ıa y Tectonoestratigraf´ıa desde el Jur´asico superior hasta el Presente en el flanco este de la Cordillera Oriental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
25
7.
Ubicaci´on geogr´afica de la zona de estudio sobre el mapa geol´ogico . . . . . . . . . . . .
26
8.
Informaci´on de registros el´ectricos del pozo Estratigr´afico 6, mostrando las formaciones en el ´area de estudio
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
27
9.
Elementos de una onda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
28
10.
Ondas compresionales
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
29
11.
Coeficientes de reflexi´on R calculados para un perfil litol´ogico por medio de las curvas de velocidad (v) y densidad (ρ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
30
12.
Esquema del principio utilizado para medir el tiempo de tr´ansito (∆t) en un intervalo de formaci´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
32
13.
Propagaci´on de las ondas ac´usticas en un pozo mostrando el principio para la medici´on del tiempo de transito de un intervalo
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
33
14.
Influencia de los derrumbes en la medida del tiempo de tr´ansito ∆t y b) Influencia de la inclinaci´on de la herramienta en la medida de ∆t . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
34
15.
Principio de la medici´on del tiempo de tr´ansito ∆t para la herramienta s´onica compensada por perforaci´on (BHC)
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
34
16.
Modelo s´ısmico
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
17.
Walden y White (1998). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
18.
Coeficiente de reflexi´on e impedancia ac´ustica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
36
19.
Espectro de fase mostrando la constante de rotaci´on de fase y el desplazamiento en tiempo
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
37
20.
Ond´ıculas de fase cero y de fase m´ınima pasando a trav´es de un reflector
. . . . . . . .
38
21.
Modelado e inversi´on, modelado directo (izquierda), inversi´on (derecha)
. . . . . . . .
39
22.
Esquema mostrando el ancho de banda de la informaci´on s´ısmica . . . . . . . . . . . . .
42
23.
Mapa conceptual mostrando la metodolog´ıa para el desarrollo del proyecto . . . . . . .
46
24.
Areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar mostrando el porcentaje de arcillosidad .
48
25.
Vol´umenes de materiales en la roca reservorio como se utiliza en an´alisis de registros el´ectricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
50
26.
Clasificaci´on de la arcilla por su distribuci´on en la roca
. . . . . . . . . . . . . . . . . .
51
27.
Secciones delgadas tomadas a los n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigrafico-6 en la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar mostrando la distribuci´on dispersa de las arcillas en la roca
28.
Representatividad de las porosidades de la roca medidas en laboratorio . . . . . . . . .
55
29.
Gr´afico de dispersi´on Neutr´on-Densidad para la Formaci´on Une . . . . . . . . . . . . .
56
30.
Zonas de invasi´on y de registro en un pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
60
31.
L´ıneas el´ectricas en una roca saturada con agua e hidrocarburo . . . . . . . . . . . . . .
61
32.
Gr´afico de dispersi´on de porosidad contra factor de formaci´on
. . . . . . . . . . . . . .
64
33.
Gr´afico de dispersi´on de saturaci´on de agua contra ´ındice de resistividad . . . . . . . .
67
34.
Gr´afico de dispersi´on de gamma ray contra resistividad del agua aparente . . . . . . . .
68
35.
Gr´afico de dispersi´on de Pickett resistividad total contra porosidad efectiva . . . . . . .
69
36.
Visualizaci´on de los registros el´ectricos del pozo estratigr´afico-6, mostrando la curva de impregnaci´on visual creada a partir del n´ucleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
72
37.
Mapa geol´ogico del ´area de trabajo mostrando la ubicaci´on de los pozos y las l´ıneas s´ısmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
73
38.
Proceso de amarre de un pozo con la informaci´on s´ısmica mediante la correlaci´on de un sismograma sint´etico con una traza s´ısmica real . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
76
39.
Pozo amarrado mediante la correlaci´on de un sismograma sint´etico con una traza s´ısmica real . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
77
40.
Ond´ıcula extra´ıda a partir de los pozos CPO16 EST-6 y SA-16, previamente correlacionados con la l´ınea s´ısmica 2 mediante una ond´ıcula estad´ıstica . . . . . . . . . . . . . .
78
41.
Gr´afico de frecuencia de la ond´ıcula extra´ıda
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
78
42.
Modelo inicial para la l´ınea s´ısmica 2 generado a partir de los pozos CPO 16 Estratigr´afico-6 Y SA-16 y los horizontes Une y Pz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
80
43.
An´alisis de inversi´on para la ubicaci´on del pozo CPO EST-6 . . . . . . . . . . . . . . . .
81
44.
Error entre el registro de impedancia original y el registro de impedancia resultante de la inversi´on . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
81
45.
Inversi´on final de la l´ınea 2 controlada por los pozos CPO 16 Estratigr´afico-6 Y SA-16 v´alida para la Formaci´on Une
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
83
46.
L´ıneas el´ectricas en yacimientos que presentan alta mojabilidad al agua, y alta mojabilidad al aceite. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
85
47.
Perfil del yacimiento de Arenas Bituminosas en R´ıo G¨uejar, mostrando el ingreso de aguas superficiales al yacimiento y la variaci´on de la resistividad del agua en el yacimiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
85
48.
Variaci´on vertical en la saturaci´on de bitumen dentro de la Formaci´on Une . . . . . . .
86
49.
Representatividad de la medida de resistividad y la curva de Sw teniendo en cuenta la resoluci´on vertical de la herramienta de resistividad y las variaciones de saturaci´on de bitumen en una zona petrol´ıfera de la Formaci´on Une
. . . . . . . . . . . . . . . . . . .
87
50.
Gr´afico de dispersi´on de saturaci´on de agua contra porosidad coloreado por la impregnaci´on visual de bitumen solo para los valores de impregnaci´on de bitumen 4,5,6 y
7 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
87
51.
Modelo petrof´ısico para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-7 presentado gr´aficamente, comparando las zonas con alta impregnaci´on visual de bitumen con las zonas petrol´ıferas encontradas por el modelo de saturaci´on de agua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
89
52.
Impregnaci´on visual de hidrocarburo a partir de los n´ucleos . . . . . . . . . . . . . . . .
92
53.
Gr´afico de dispersi´on estilo matriz de velocidad de propagaci´on del sonido contra porosidad coloreado por la impregnaci´on visual de bitumen . . . . . . . . . . . . . . . . .
94
54.
Histograma de velocidad de propagaci´on del sonido separando los datos por la impregnaci´on visual de bitumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
95
55.
Gr´afico de dispersi´on estilo matriz de impedancia ac´ustica contra porosidad coloreado por la impregnaci´on visual de bitumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
95
56.
Histograma de impedancia ac´ustica separando los datos por la impregnaci´on visual de bitumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
57.
Modelo petrof´ısico para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-7 presentado gr´aficamente, comparando las zonas con alta impregnaci´on visual de bitumen con las zonas petrol´ıferas encontradas por el modelo de impedancia ac´ustica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
97
58.
Modelo petrof´ısico final para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-5 presentado gr´aficamente
99
59.
Correlaci´on final entre la traza sint´etica y la traza real para la l´ınea s´ısmica 1 y la l´ınea s´ısmica 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101
60.
Correlaci´on entre la traza sint´etica generada a partir de la inversi´on y la traza real para la ubicaci´on de los pozos, para las l´ıneas s´ısmicas 1 y 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
61.
Gr´afico de dispersi´on de impedancia original contra impedancia invertida
. . . . . . . 103
62.
L´ınea s´ısmica 2 invertida mostrando la distribuci´on de impedancias ac´usticas mediante una escala de colores
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105
63.
L´ınea s´ısmica 1 invertida mostrando la distribuci´on de impedancias ac´usticas mediante una escala de colores
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106
64.
L´ınea s´ısmica 2 invertida diferenciando las zonas con mejores probabilidades de encontrar altos contenidos de bitumen amarillo
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107
65.
L´ınea s´ısmica 1 invertida diferenciando las zonas con mejores probabilidades de encontrar altos contenidos de bitumen amarillo
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
66.
´Area en superficie con mejores probabilidades de contener altas saturaciones de bitumen seg´un el modelo de inversi´on s´ısmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109
67.
C´alculo volum´etrico para un estrato rocoso horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
68.
C´alculo volum´etrico para un estrato rocoso buzante
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110
69.
Esquema del c´alculo final de recursos para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar . . . . . . . 112
70.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable ´area en la ecuaci´on 5.1 . . . . . . . . . 112
71.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable espesor de la zona pay 1 en la ecuaci´on 5.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
72.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable espesor de la zona pay 2 en la ecuaci´on 5.1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
73.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable porosidad de la zona pay 1 en la ecuaci´on 5.1
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113
74.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable porosidad de la zona pay 2 en la ecuaci´on 5.1
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114
75.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable Sw de la zona pay 1 en la ecuaci´on 5.1 114
76.
Distribuci´on de valores utilizada para la variable Sw de la zona pay 2 en la ecuaci´on 5.1 114
77.
C´alculo probabil´ıstico de recursos para R´ıo G¨uejar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
´Indice de cuadros
1.
Informaci´on de registros y n´ucleos para el desarrollo del proyecto. . . . . . . . . . . . .
46
2.
Nombres finales de las curvas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
47
3.
Resultados de pruebas de laboratorio en n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigrafico-6, factor de formaci´on y porosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
64
4.
Resultados de pruebas de laboratorio en n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigrafico-6, ´ındice de resistividad (I), y saturaci´on de agua Sw.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
65
5.
Pruebas de laboratorio en agua de formaci´on del pozo CPO 16 Estratigrafico-2. . . . . .
69
6.
Valores finales de Rw por pozo para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar. . . . . . . . . . . .
70
7.
Resultados obtenidos de la zona reservorio y pay por pozo para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar a partir del modelo de saturaci´on de agua.
. . . . . . . . . . . . . . . . . . .
91
8.
Resultados finales obtenidos de la zona reservorio y pay por pozo para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
9.
C´alculo final de recursos en percentiles de probabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
RESUMEN
T´ITULO:
DETERMINACI ´ON DEL ´AREA Y EL ESPESOR DEL YACIMIENTO Y
CUANTIFICACI ´ON DE LOS RECURSOS EN LAS ARENISCAS
BITUMINOSAS DE LA FORMACI ´ON UNE (CRET ´ACICO) EN R´IO
G ¨UEJAR (DEPARTAMENTO DEL META, COLOMBIA) A PARTIR DE
LA RESPUESTA DEL REGISTRO S ´ONICO ∗
AUTOR:
CAMILO ANDR´ES D´IAZ MORALES ∗∗
PALABRAS CLAVE:
PETROF´ISICA, ARENAS BITUMINOSAS, REGISTRO SONICO,
INVERSI ´ON S´ISMICA.
DESCRIPCI ´ON:
A partir de un an´alisis petrof´ısico en un yacimiento no convencional de arenas bituminosas, se propone una metodolog´ıa para utilizar la respuesta del registro s´onico como indicador de zonas petrol´ıferas a nivel de pozo en este tipo de yacimientos. Adem´as, se implementa una inversi´on s´ısmica con el fin de extrapolar las propiedades de los pozos a todo el yacimiento. Finalmente se calcula el petr´oleo original en el yacimiento teniendo en cuenta todos los par´ametros petrof´ısicos y geof´ısicos encontrados durante el desarrollo del proyecto.
Este proyecto explica de manera detallada como se realiza un modelo petrof´ısico paso a paso, y hace ´enfasis en la importancia de amarrar los datos de registros el´ectricos a la roca, ya que finalmente el modelo debe mostrar una simplificaci´on de las propiedades f´ısicas de la misma. Tambi´en explica de manera sencilla como se realiza una inversi´on s´ısmica basada en un modelo de impedancias inicial, y como se pueden extrapolar las propiedades encontradas en pozo a la informaci´on s´ısmica. Los resultados obtenidos son producto del an´alisis detallado de: las muestras de n´ucleos, la correlaci´on de estas con los registros el´ectricos y la informaci´on s´ısmica. Estos resultados, ayudaran a la hora de tomar decisiones que representen inversiones importantes por parte de compa˜n´ıas petrol´ıferas en este tipo de yacimientos, en este caso ECOPETROL.
—————————————– ∗Tesis de Maestr´ıa ∗∗Facultad de Ingenier´ıas F´ısico-Qu´ımicas. Escuela de Geolog´ıa. Director: Juan Diego Colegial Guti´errez, Ge´ologo.
ABSTRACT
TITLE:
DETERMINATION OF AREA AND THICKNESS RESERVOIR, AND OIL
QUANTIFING IN THE UNE FORMATION TAR SANDS (CRETACEUS) IN
R´IO G ¨UEJAR (META DEPARTMENT, COLOMBIA) BY SONIC LOG
RESPONSE ∗
AUTHOR:
CAMILO ANDR´ES D´IAZ MORALES ∗∗
KEYWORDS:
PETROPHYSIC, TAR SANDS, SONIC LOG, SEISMIC INVERSION.
DESCRIPTION:
From a petrophysical analysis in an unconventional tar sands deposit, a methodology for sonic log response use as an indicator of oil zones in tar sands deposits is proposed. In addition, seismic inversion is implemented in order to extrapolate the properties of the wells throughout the reservoir. Finally, quantify the original oil in place considering petrophysical and geophysical parameters founds during project development.
This project explain a detailed way how make a petrophysical model step to step, and emphasises importance of well logs correlate with core data, because, finally the model due show physical properties of the rock. Also, explains simple way how make a seismic inversion based on impedance initial model and how the properties found in well extend to seismic information. The obtained results are product to detailed analysis of: core samples, correlation between these and well logs and seismic information. This results help in making decisions that represent significant investments by oil companies in such fields, in this case ECOPETROL. —————————————– ∗Master Thesis ∗∗Facultad de Ingenier´ıas F´ısico-Qu´ımicas. Escuela de Geolog´ıa. Director: Juan Diego Colegial Guti´errez, Ge´ologo.
INTRODUCCI ´ON
La estimaci´on de recursos es uno de los aspectos m´as esenciales en la industria del petr´oleo. Es el proceso por el cual se eval´uan cuantitativamente el total de hidrocarburos, en un campo, ´area o una regi´on. Para determinar la cantidad de recursos se utiliza la ecuaci´on 1, la cual presenta el resultado en barriles de petr´oleo (Demirmen, 2007):
Recursos = 7748 ∗A ∗h ∗φ ∗(1 −Sw) Bo
,
(1)
d´onde:
A = ´Area del yacimiento en acres, h = Espesor vertical de las arenas impregnadas con bitumen en f t, φ = Porosidad del reservorio en fracci´on, Sw = Saturaci´on de agua del espacio poroso en fracci´on, y Bo = Factor volum´etrico.
La estimaci´on de recursos se ve fuertemente afectada por incertidumbres t´ecnicas. El primer nivel de incertidumbre est´a asociado con los datos unidimensionales (registros de pozo, n´ucleos, pruebas de pozo). Estos datos proporcionan propiedades del reservorio como φ, Sw y otras en las vecindades del pozo. El segundo nivel de incertidumbre surge cuando estas propiedades del reservorio unidimensionales son extrapoladas a dos o tres dimensiones con ayuda de la geolog´ıa, la informaci´on s´ısmica o pruebas de producci´on extensas. Sin embargo, aunque siempre van a existir errores debido a las incertidumbres inherentes en los datos y las asunciones a la hora de construir un modelo, la combinaci´on de todos los datos disponibles permitir´a construir un modelo simplificado con el cual se podr´an estimar los recursos petrol´ıferos de la mejor manera posible. En Colombia en la parte sur de la Cuenca de los Llanos Orientales, se encuentra la Serran´ıa de la Macarena, entre esta y un escarpe sedimentario al este, donde aflora la Formaci´on Une (Cret´acico Superior) y la Formaci´on Mirador (Eoceno) se encuentra el ca˜n´on del R´ıo G¨uejar (fig. 7). Mediante la perforaci´on de una serie de pozos antiguos al este del escarpe sedimentario, se conoc´ıa la existencia de una acumulaci´on de crudo extrapesado (Bitumen) en las cuarzoareniscas de la Formaci´on Une y en los conglomerados de la Formaci´on Mirador.
Este yacimiento est´a catalogado como un yacimiento de petr´oleo no convencional de arenas bituminosas, lo que trae nuevos desaf´ıos a la hora de cuantificar los recursos en el mismo. El primer desaf´ıo es geol´ogico: desde el punto de vista estructural, el yacimiento es un monoclinal buzando al noreste
que aflora al este de la Serran´ıa de la Macarena y del R´ıo G¨uejar, en dicho afloramiento se expone la Formaci´on Une y Formaci´on Mirador, estas Formaciones, en el sistema petrol´ıfero, est´an consideradas como la roca reservorio, siendo la Formaci´on Une la que presenta las mejores condiciones para acumular este hidrocarburo. El sello se cree, es generado por el mismo bitumen que por su alta viscosidad no fluye quedando atrapado en la formaci´on (fig.1). Esta condici´on hace que el yacimiento no tenga un cierre estructural, lo cual presenta un desaf´ıo al definir A. El segundo desaf´ıo tambi´en es geol´ogico: la roca reservorio de la Formaci´on Une, es una cuarzoarenisca con matriz arcillosa (principalmente caolin´ıtica), el contenido de matriz var´ıa desde trazas, a contenidos abundantes rellenando la mayor´ıa del espacio poroso. Estos cambios texturales de la roca siguen los planos de estratificaci´on de la misma y controlan el contenido de hidrocarburo en la roca. En las zonas con abundante matriz arcillosa el hidrocarburo no se acumula ya que el espacio poroso se encuentra ocupado por la matriz arcillosa, mientras que en las zonas con poca matriz arcillosa el hidrocarburo si se puede acumular. Esto, le da a la roca una variaci´on de colores: 1. Blanco donde la matriz arcillosa es abundante y no se pudo acumular el hidrocarburo y 2. Negro donde la matriz arcillosa es escasa y el hidrocarburo se pudo acumular (fig. 2). Debido a que las caracter´ısticas texturales de la roca condicionan el contenido de hidrocarburo en la misma determinar h presenta otro desaf´ıo.
En trabajos anteriores se evidencia un comportamiento inusual de la herramienta s´onico cuando toma lecturas en arenas bituminosas (Britton, 1987; Perez et al., 2013). Mediante el estudio de este comportamiento en este yacimiento en particular, y la combinaci´on de todos los datos disponibles en el mismo (registros el´ectricos, n´ucleos, dos l´ıneas s´ısmicas, pruebas de laboratorio, entre otros) se pretenden resolver los dos desaf´ıos importantes que presenta este trabajo y determinar la cantidad de recursos petrol´ıferos en este yacimiento.
Figura 1: Perfil del yacimiento de Arenas Bituminosas en R´ıo G¨uejar.
Figura 2: Areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar clasificadas por su impregnaci´on visual. Modificado de Perez et al. (2013).
Cap´ıtulo 1
OBJETIVOS
1.1.
Objetivo general Definir el ´area y el espesor con mayor contenido de bitumen para la Formaci´on Une (Cret´acico) en la zona de R´ıo G¨uejar (Departamento del Meta, Colombia) integrando la respuesta de impedancia ac´ustica en la cuantificaci´on de recursos.
1.2.
Objetivos espec´ıficos Proponer un procedimiento adecuado que permita utilizar la respuesta del registro s´onico para determinar las zonas con contenido de bitumen en la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar, esto a partir de la compilaci´on y el an´alisis de n´ucleos y registros el´ectricos. Validar, mediante el an´alisis del comportamiento petrof´ısico de las rocas, si la respuesta al registro s´onico permite discriminar aquellas que poseen saturaciones importantes de bitumen, de aquellas en la que ´esta es pobre o nula.
Establecer la variabilidad de la saturaci´on de bitumen, distribuci´on areal y ´areas de mayor concentraci´on, mediante la interpretaci´on de impedancias ac´usticas obtenidas a partir de s´ısmica de reflexi´on en la Formaci´on Une, ´area del R´ıo G¨uejar.
Generar criterios t´ecnicos geof´ısicos para optimizar el c´alculo de recursos para hidrocarburos no convencionales. Caso de estudio: arenas bituminosas.
Cap´ıtulo 2
ANTECEDENTES
Las t´ecnicas utilizadas para el c´alculo de recursos en yacimientos no convencionales siempre han sido objeto de discusi´on. En el caso particular de las arenas bituminosas varios autores han utilizado diferentes enfoques con el fin de mejorar el c´alculo de los recursos en este tipo de yacimientos. Britton (1987), mostr´o que las t´ecnicas utilizadas en las mediciones de la porosidad y saturaci´on de fluidos en los n´ucleos y en pozo (registros el´ectricos), se desarrollaron para yacimientos de petr´oleo y gas convencionales, lo cual genera errores e inconsistencias en la evaluaci´on de recursos no convencionales cuando se utilizan las mismas t´ecnicas. En su trabajo presenta los problemas encontrados cuando las propiedades de los fluidos y la roca son diferentes a las de un yacimiento convencional, adem´as, evidencia el comportamiento inusual de la herramienta s´onica cuando toma lecturas en arenas bituminosas. Este trabajo se desarroll´o en el yacimiento de arenas bituminosas de San Miguel en Texas. Sah et al. (1974) calcularon la saturaci´on de agua (Sw) en las arenas bituminosas de Athabasca en Alberta, Canad´a, utilizando la ecuaci´on de Simandoux modificada y presentaron los resultados de saturaci´on de bitumen (St) como un porcentaje en peso de bitumen BWt/ρb por medio de la siguiente ecuaci´on:
BWt ρb ∗100 = φ ∗St ∗ρt ρb ∗100,
(2.1)
d´onde: φ es la porosidad efectiva del reservorio, St es la saturaci´on de bitumen que es (1 −Sw), ρt es la densidad del bitumen, y ρb es la densidad total de la roca. Fertl y Chilingarian (1978) trabajaron determinando la saturaci´on de bitumen en las arenas bituminosas de Athabasca en Alberta, Canad´a al igual que Sah et al. (1974), en su trabajo eval´uan la saturaraci´on de bitumen utilizando n´ucleos, y argumentan que el c´alculo de la porosidad en los n´ucleos de en las arenas bituminosas debe hacerse mediante porcentaje en peso, ya que al ser rocas no consolidadas la estimaci´on de la porosidad en laboratorio no es confiable dando lugar a errores en el c´alculo final de saturaci´on de bitumen. Niu et al. (2008), Trabajaron determinando la cantidad de bitumen en yacimientos de arenas bituminosas no consolidadas utilizando la herramienta de resonancia magn´etica nuclear (NMR), en sus resultados muestran que la porosidad calculada por la herramienta (NMR) es menor a la calculada por las herramientas convencionales y argumentan que esto sucede porque esta herramienta mide la cantidad de l´ıquidos y a partir de esta medida determina el espacio poroso en la roca, como el bitumen no se comporta como un l´ıquido debido a su alta viscosidad, la herramienta no lee el espacio ocupado por este como espacio poroso. Perez et al. (2013) evaluaron los recursos para las arenas bituminosas de R´ıo G¨uejar, Colombia. En su trabajo evidencian tiempos de propagaci´on del
sonido altos para las arenas bituminosas (sobre 100µs/f t). En este trabajo se pretende, adem´as de utilizar toda la informaci´on disponible para mejorar el c´alculo de recursos en la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar, Colombia, relacionar la respuesta de la herramienta s´onica con el contenido de bitumen en la formaci´on e integrar este an´alisis en la cuantificaci´on de los recursos.
Cap´ıtulo 3
MARCO DE REFERENCIA
3.1.
Marco espacial y temporal
3.1.1.
Configuraci´on Geol´ogica Regional Los Andes colombianos consisten en tres principales provincias geol´ogicas orientadas noreste suroeste: 1) La provincia occidental, un sector al´octono de la corteza oce´anica Paleo-Pac´ıfica acresionado al oeste del Sistema de Fallas de Romeral, constituido por la Cordillera Occidental al sur, y la Serran´ıa de Baud´o al norte; 2) La provincia central est´a constituida por un basamento continental Proterozoico cubierto por una secuencia de plataforma del Paleozoico superior, sedimentos Mesozoicos relacionados al rift, y rocas sedimentarias marinas y no marinas del Cenozoico. Esta provincia se encuentra delimitada por el Sistema de Fallas del Borde Llanero al este, y por el Sistema de Fallas de Romeral al oeste, e incluye el basamento de las Cordilleras Oriental y Central, parte sureste del basamento de la Sierra Nevada de Santa Marta, basamento de la Serran´ıa de Perij´a y los Andes de M´erida y 3) La provincia Oriental conformada por un basamento Proterozoico cristalino con rocas pertenecientes al escudo de Guyana, estratos del Paleozoico inferior a superior, Mesozoico (pos-Cenomaniano) y Cenozoico descansando bajo una capa de sedimentos Cuaternarios (Parra et al., 2009; Caballero et al., 2010) (fig. 3).
En el Cret´acico Tard´ıo la acreci´on de la Cordillera Occidental caus´o el levantamiento y la erosi´on de la Cordillera Central, permitiendo que al este de la Cordillera Central se formara una cuenca Antepa´ıs (Cooper et al., 1995). En el Cenozoico ocurre la reactivaci´on e inversi´on de las estructuras de rift Cret´acicas dando lugar al levantamiento de la Cordillera Oriental (Cooper et al., 1995; Parra et al., 2009). Este levantamiento causa la separaci´on de lo que hoy se conoce como la Cuenca del Magdalena al oeste de la Cordillera Oriental, y la Cuenca de los Llanos Orientales al este de la Cordillera Oriental (fig. 4).
La Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia est´a localizada en la regi´on oriental del pa´ıs. Sus l´ımites geomorfol´ogicos y territoriales son el limite Colombo-Venezolano al norte, y el alto de la Macarena y el arco del Vaup´es al sur, el Sistema de Fallas del Borde Llanero al oeste y el Crat´on Amaz´onico al este (fig. 5). La cuenca se extiende hasta Venezuela donde toma el nombre de Cuenca Barinas, y est´a limitada al Norte por los Andes de M´erida (fig. 3).
3.1.2.
Columna estratigr´afica general de la Cuenca de la Cordillera Oriental y la Cuenca de los Llanos Orientales Colombia La Cordillera Oriental expone un basamento fil´ıtico cubierto por areniscas y arcillolitas del Paleozoico superior. Al este de la Cordillera Oriental en la Cuenca Antepa´ıs de los Llanos Orientales,
Figura 3: Mapa de las principales provincias tect´onicas de Colombia mostrando la configuraci´on actual de las cuencas sedimentarias en verde claro y la cuenca de inter´es en verde oscuro. El ´area de desarrollo del proyecto se encuentra enmarcada en un recuadro rojo al sur oeste de la Cuenca de los Llanos Orientales, la recta OE muestra la ubicaci´on aproximada del corte de la figura 4. Modificado de Cooper et al. (1995).
Figura 4: Esquema del levantamiento de la Cordillera Oriental en el Cenozoico dando lugar a la formaci´on de la Cuenca Antepa´ıs Andina de los Llanos Orientales, el ´area de estudio se enmarca en un recuadro negro.
Cooper et al. (1995).
Figura 5: Mapa de localizaci´on de la cuenca de los Llanos Orientales Colombia. Enmarcada en un recuadro rojo se localiza el ´area de desarrollo del proyecto.
Barrero et al. (2007).
el basamento fil´ıtico andino es reemplazado por un basamento cristalino (Escudo de Guyana), y la secuencia del Paleozoico superior no ha sido reportada en las perforaciones cercanas al frente monta˜noso (Mora et al., 2010). En las Rocas sedimentarias Cret´acicas de la Cordillera Oriental y la Cuenca Antepa´ıs de los Llanos Orientales hay una gran diferencia de espesor, 7 Km en la Cordillera Oriental, y 2 Km en la Cuenca Antepa´ıs de Los Llanos Orientales disminuyendo su espesor hacia el este (Mora et al., 2010). La mayor´ıa de los estratos del Cenozoico han sido removidos por la erosi´on en los principales altos del basamento en el pie de monte de la Cordillera Oriental. Sin embargo, al este del pie de monte afloran areniscas continentales y arcillolitas del Paleoceno-Eoceno que corresponden a las Formaciones Barco, Los Cuervos, y Mirador (Mora et al., 2010). Sobre estas descansa una secuencia de areniscas delt´aicas a marinas proximales y arcillolitas del Oligoceno inferior al Mioceno y se conocen como la Formaci´on Carbonera (Mora et al., 2010). Sobre esta unidad se encuentra la Formaci´on Le´on el cual constituye un horizonte continuo que muestra el ´ultimo evento depositacional marino en el ´area y esta caracterizada predominantemente por arcillolitas (Cooper et al., 1995; Mora et al., 2010). La Formaci´on Le´on la suprayacen una sucesi´on de estratos de areniscas continentales y conglomerados agrupados en la Formaci´on Guayabo del Mioceno superior (Mora et al., 2010). Finalmente conglomerados y areniscas han sido depositados en la Formaci´on Guayabo superior desde el Plioceno hasta la actualidad (Mora et al., 2010) (fig. 6).
3.1.3.
Localizaci´on del ´area estudio El ´area de estudio denominada R´ıo G¨uejar, se encuentra en el Departamento del Meta, Municipio San Juan de Arama, Colombia, al noreste de la Serran´ıa de la Macarena en la esquina suroeste de Ca˜no Sur, se encuentra dentro del bloque CPO-16 de la Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia (fig. 7).
Geolog´ıa general del ´area de estudio Estructur´almente el ´area de estudio es un monoclinal buzando al noreste que aflora al noreste de la Serran´ıa de la Macarena (fig. 1). De acuerdo con la informaci´on de 6 pozos estratigr´aficos perforados en el ´area de trabajo, las areniscas de la Formaci´on Une descansan sobre el basamento (Grupo Quetame). Suprayaciendo a la Formaci´on Une, se encuentran los conglomerados de la Formaci´on Mirador y una intercalaci´on de areniscas y lodolitas de la Formaci´on Carbonera (fig. 8). Finalmente dep´ositos Cuaternarios cubren la Formaci´on Carbonera.
3.2.
Marco Te´orico y Conceptual
3.2.1.
Generalidades y fundamentos de los registros ac´usticos Se pueden agrupar como registros ac´usticos todos los que envuelven el registro de un par´ametro ligado a la transmisi´on de las ondas sonoras en la formaci´on. El par´ametro que mide el registro s´onico es la velocidad de propagaci´on de una onda en la formaci´on, calculada como el tiempo que le toma propagarse a trav´es de cierto espesor de formaci´on (Serra et al., 1984). Se˜nales ac´usticas Una se˜nal ac´ustica es la onda sonora resultante cuando se libera energ´ıa ac´ustica (Serra et al., 1984). Una onda consiste en la propagaci´on de una perturbaci´on de alguna propiedad de un medio, en una onda sonora hay una perturbaci´on de densidad y presi´on en el medio a lo largo de la direcci´on de propagaci´on de la onda (Serway et al., 2009).
Figura 6: Cronoestratigraf´ıa y Tectonoestratigraf´ıa desde el Jur´asico superior hasta el Presente en el flanco este de la Cordillera Oriental. En el recuadro rojo se muestra la estratigraf´ıa correspondiente a la zona de estudio.
Parra et al. (2010).
Figura 7: Ubicaci´on geogr´afica de la zona de estudio sobre el mapa geol´ogico. El recuadro rojo enmarca la zona de estudio.
Figura 8: Informaci´on de registros el´ectricos del pozo Estratigr´afico 6, mostrando las formaciones en el ´area de estudio.
En una onda se deben distinguir varios elementos: Un ciclo en una onda est´a definido como el periodo (T ), generalmente se mide en micro-segundos, este corresponde al tiempo de separaci´on entre dos picos positivos sucesivos (o negativos) medidos en el mismo valor de amplitud (m´axima elongaci´on). El n´umero de ciclos completos por segundo corresponde a la frecuencia (f ) y se mide en Hertz (Hz), la frecuencia es el inverso del periodo (T ) (ecu. 3.1):
f = 1 T .
(3.1)
La distancia recorrida en un ciclo por un frente de onda corresponde a la longitud de onda (λ), y es igual a la relaci´on entre la velocidad de propagaci´on (v) y la frecuencia (f ) (Serra et al., 1984) (ecu. 3.2) (fig. 9):
λ = v f .
(3.2)
Figura 9: Elementos de una onda.
Serra et al. (1984).
Ondas ac´usticas Hay varios tipos de ondas sonoras, cada uno se caracteriza por la forma como se mueven las part´ıculas en el medio (Serra et al., 1984), en este trabajo enfocaremos el an´alisis a las ondas longitudinales o compresionales tambi´en llamadas ondas P . En estas ondas las part´ıculas se mueven en una direcci´on paralela a la direcci´on de propagaci´on de la onda presionando a las part´ıculas vecinas, esto provoca zonas de alta presi´on (zonas de compresi´on en verde), y zonas de baja presi´on (zonas de rarefacci´on en amarillo) en el medio (Hewitt, 2002)(fig. 10). La velocidad de propagaci´on en este tipo de onda es
mayor comparada con las otras, por esta raz´on es la que llega primero. Este tipo de onda es la ´unica onda que se propaga en l´ıquidos (Serra et al., 1984).
Figura 10: Ondas compresionales.
Hewitt (2002).
Propiedades el´asticas de las rocas Estas propiedades muestran la habilidad de un cuerpo de roca a resistir la deformaci´on permanente cuando este es sometido una ligera deformaci´on. Todos los s´olidos, incluidas las rocas siguen la ley de Hooke (Serra et al., 1984) “el alargamiento unitario que experimenta un material el´astico es directamente proporcional a la fuerza aplicada sobre este”. Al ser las rocas un medio el´astico tienen la capacidad de trasmitir el sonido (Serra et al., 1984; Smith et al., 2003). Impedancia Ac´ustica La impedancia ac´ustica (Z) est´a definida como el producto de la densidad de un medio por la velocidad de propagaci´on de las ondas sonoras compresionales en el mismo medio (Serra et al., 1984; Ruiz, 2007; Barclay et al., 2008):
Z = vρ,
(3.3)
d´onde v es la velocidad de propagaci´on de las ondas compresionales en el medio, y ρ es la densidad del medio. Se puede decir que la impedancia ac´ustica es la resistencia que ofrece un medio a la propagaci´on del sonido.
En las rocas, debido a que la impedancia ac´ustica es funci´on de la densidad y la velocidad del sonido (ecu. 3.3), y estos par´ametros dependen de la porosidad, litolog´ıa y el tipo de fluido almacenado en la roca, la impedancia ac´ustica resulta ´util para diferenciar rocas de inter´es (fig. 11). Sin embargo, se debe tener cuidado ya que la porosidad, litolog´ıa y tipo de fluido almacenado en la roca pueden variar al mismo tiempo y mostrar impedancias ac´usticas similares en rocas diferentes. Coeficiente de Reflexi´on El coeficiente de reflexi´on (R) es la relaci´on entre la amplitud de la onda reflejada y la onda incidente o dicho de otra manera la cantidad de energ´ıa que se refleja (Serra et al., 1984; Ruiz, 2007). Si
la onda incidente tiene magnitud 1, la reflejada va a tener magnitud R y la transmitida 1 −R. R es una funci´on de las velocidades y densidades de dos medios adyacentes a una interfaz (fig. 11). Para una onda con incidencia normal, que se propaga desde un medio 1 y se releja desde la interfaz de un medio 2, R est´a dado por:
R = v2 ∗ρ2 −v1 ∗ρ1 v2 ∗ρ2 + v1 ∗ρ1
.
(3.4)
Figura 11: Coeficientes de reflexi´on R calculados para un perfil litol´ogico por medio de las curvas de velocidad (v) y densidad (ρ).
Modificado de Ruiz (2007).
3.2.2.
Medici´on de la velocidad del sonido en la roca por medio del registro s´onico de pozo Principio de la medici´on Un transductor magnetoestrictivo o de im´an, excitado desde superficie por una se˜nal, emite una onda sonora con una frecuencia promedio de 20 a 40kHz, la duraci´on de esta emisi´on es corta pero se repite muchas veces por segundo (de 10 a 60 veces dependiendo de la herramienta). Considerando que el lodo de perforaci´on es un medio homog´eneo e isotr´opico, las ondas se propagan desde el transmisor a trav´es del lodo en todas las direcciones, produciendo frentes de onda esf´ericos (fig. 13, frentes de onda azules). El frente de onda pasa a trav´es del lodo e incide en la pared del pozo (Serra et al., 1984; Ellis y Singer, 2007). Cada onda longitudinal incidente en la pared del pozo da lugar a
dos ondas longitudinales, una reflejada (fig. 13, frentes de onda amarillos) y una refractada (fig. 13, frentes de onda verdes). Las ondas longitudinales incidentes y reflejadas se propagan en el lodo a una velocidad vL y su velocidad de propagaci´on es m´as lenta que la de las ondas refractadas que se propagan en la formaci´on (roca) a una velocidad vR, ya que en general la velocidad del sonido en los medios s´olidos es mayor que en los l´ıquidos.
De todas las ondas longitudinales refractadas, las que se refractan en el ´angulo cr´ıtico se van a propagar a lo largo de la pared del pozo a velocidad vR (fig. 13, rayos rojos). Estas ondas, de todas las refractadas, ser´an las primeras en llegar al receptor ya que as´ı viajen a la misma velocidad que las otras ondas refractadas su camino es m´as corto (fig. 13, rayos rojos y rayos verdes). Cada punto alcanzado por esta onda act´ua como una nueva fuente de transmisi´on de ondas creando conos de ondas que viajan por el lodo a velocidad vL (fig. 13, frentes de onda rojos), finalmente estos frentes de onda rojos alcanzan el receptor.
Dos receptores, r1 y r2 se encuentran a distancias conocidas del transmisor a lo largo del eje de la herramienta y del pozo (suponiendo que sea el mismo). Estos son alcanzados por la onda sonora a los tiempos Tr1 y Tr2, respectivamente (fig. 12). La diferencia entre los tiempos Tr2 y Tr1, ser´a el tiempo de tr´ansito en el intervalo rocoso (fig. 12) (ecu. 3.5):
∆t = Tr2 −Tr1.
(3.5)
Registro S´onico compensado Si en la pared del pozo hay derrumbes, o si la herramienta se inclina con respecto al eje del pozo, el tiempo de tr´ansito (∆t) medido por la herramienta convencional, tendr´a un error, ya que el tiempo de tr´ansito (∆t) en el lodo no va a ser el mismo en ambos receptores (Serra et al., 1984; Ellis y Singer,
2007).
Una manera de contrarrestar esto es usar una herramienta con dos transmisores y cuatro receptores, configurados en pares, es decir para cada transmisor dos receptores, a esta herramienta se le conoce como s´onico compensado (BHC). En la figura 14 a y b, se muestra el efecto que tienen los derrumbes o la inclinaci´on de la herramienta en la medida del tiempo de tr´ansito, y se muestra como un segundo arreglo de trasmisores y receptores contrarresta el efecto de los huecos y la inclinaci´on de la herramienta.
La herramienta primero transmite desde E1, usando los receptores r1 y r11, y luego desde E2, usando los receptores r2 y r21. Se toma el promedio de las dos medidas y este promedio se registra (fig. 15) (ecu. 3.6).
∆t = ∆t1 + ∆t2
2
.
(3.6)
Resoluci´on vertical de la herramienta La resoluci´on vertical de la herramienta es igual a la distancia entre el par de receptores, generalmente 2 pies, pero algunas veces 1,3 o 6 pies.
Figura 12: Esquema del principio utilizado para medir el tiempo de tr´ansito (∆t) en un intervalo de formaci´on.
Serra et al. (1984).
Figura 13: Propagaci´on de las ondas ac´usticas en un pozo mostrando el principio para la medici´on del tiempo de transito de un intervalo (herramienta con dos receptores). Serra et al. (1984).
Figura 14: Influencia de los derrumbes en la medida del tiempo de tr´ansito ∆t y b) Influencia de la inclinaci´on de la herramienta en la medida de ∆t.
Serra et al. (1984).
Figura 15: Principio de la medici´on del tiempo de tr´ansito ∆t para la herramienta s´onica compensada por perforaci´on (BHC).
Serra et al. (1984).
Unidades de medida Las unidades utilizadas son (µs/f t) o tiempo de propagaci´on. Esta medida se convierte com´unmente a unidades de velocidad de propagaci´on del sonido (s/f t), a la hora de calcular registros de impedancia ac´ustica (Z).
3.2.3.
Modelo s´ısmico b´asico Antes de empezar el modelo de inversi´on, es importante entender el modelo s´ısmico b´asico o modelo convolucional, y sus dos principales componentes: la ond´ıcula y la reflectividad. Modelo convolucional La convoluci´on es un operador matem´atico que transforma dos funciones f y g en una tercera funci´on, esta tercera funci´on representa de alg´un modo la magnitud en la que se superponen las dos funciones. En el modelo s´ısmico b´asico, se puede entender como el cambio en la forma de la ond´ıcula s´ısmica cuando esta pasa a trav´es de un filtro lineal, en este caso las formaciones en el subsuelo tratadas como capas de roca (fig. 16).
Figura 16: Modelo s´ısmico.
Figura 17: Walden y White (1998).
El modelo convolucional de una traza s´ısmica se puede escribir como la ecuaci´on 3.7 T = RW + n,
(3.7)
d´onde:
T = Es la traza s´ısmica, R = La reflectividad cero offset de la Tierra, W = La ond´ıcula s´ısmica, y n = Una medici´on del ruido.
La reflectividad Cuando la energ´ıa de una fuente s´ısmica es liberada, ya sea por una explosi´on o por vibraci´on en la superficie, esta se trasmite a trav´es de la Tierra como una onda el´astica. La capacidad de la roca para permitir el paso de una onda ac´ustica est´a dada por su impedancia ac´ustica (Z), que es el producto de la velocidad de propagaci´on de una onda compresional (Vp) con la densidad del medio, donde se propaga (ρ) (ecu. 3.3). En las rocas m´as competentes la impedancia ac´ustica es mayor. Por ejemplo, una arenisca compactada, generalmente tiene una impedancia ac´ustica mayor que un shale (la porosidad tambi´en tiene un efecto sobre la velocidad: mientras m´as alta sea, la velocidad de propagaci´on de la onda disminuye).
Una reflexi´on s´ısmica se produce cada vez que hay un cambio de impedancia ac´ustica. Si se considera una onda ac´ustica de amplitud uno, la cual incide en el l´ımite entre dos capas con diferentes impedancias ac´usticas (fig. 18), la amplitud reflejada se puede escribir como la ecuaci´on del coeficiente de reflexi´on (R) (ecu. 3.4). Esta ecuaci´on muestra que el coeficiente de reflexi´on puede ser positivo o negativo dependiendo de cu´al de las impedancias Z2 o Z1 sea mayor, y que esta es una magnitud absoluta que nunca excede uno.
Figura 18: Coeficiente de reflexi´on e impedancia ac´ustica.
El tama˜no de la amplitud transmitida es la diferencia entre la amplitud incidente y la amplitud reflejada (ecu. 3.8). Seg´un esta ecuaci´on si R es negativo, T ser´a m´as grande que uno, lo que significa que ser´ıa m´as grande que la amplitud incidente. La soluci´on para esta aparente contradicci´on es que
en un sistema f´ısico solo se conserva la energ´ıa y no la amplitud. La energ´ıa, est´a relacionada a los caminos que recorre hacia abajo y hacia arriba en el subsuelo.
A = 1 −R = 2Z2 Z1 + Z2
,
(3.8)
d´onde:
A = Es la amplitud transmitida en la interfase, Z1 = Impedancia ac´ustica de la capa superior, Z2 = Impedancia ac´ustica de la capa inferior, y rj = Coeficiente de reflectividad.
Ond´ıcula S´ısmica La ond´ıcula s´ısmica es una parte importante en la teor´ıa del modelo convolucional. El primer paso para el registro de datos s´ısmicos, es la generaci´on de un pulso s´ısmico a partir de una fuente. En Tierra, las dos fuentes m´as comunes son: la dinamita, la cual es com´unmente enterrada para obtener una penetraci´on m´as profunda, y el vibroseis que es una fuente de vibraci´on de larga duraci´on en superficie. Si se conoce la forma precisa de la fuente s´ısmica, se puede usar en el proceso de inversi´on. Sin embargo, normalmente no se conoce esta informaci´on, y se utiliza una extracci´on estad´ıstica a partir de la s´ısmica para estimar la forma de la ond´ıcula inicialmente. La ond´ıcula est´a definida completamente por su espectro de amplitud (gr´afico de dispersi´on de amplitud contra frecuencia), y por su espectro de fase (gr´afico de dispersi´on de movimiento de fase contra frecuencia) (fig. 19). Las ond´ıculas que tienen la misma forma, simetr´ıa y frecuencia, de modo que alcanzan las amplitudes m´ınimas y m´aximas al mismo tiempo, se encuentran en fase. Las ond´ıculas que no est´an en fase, tienen una diferencia angular (por ejemplo 180◦fuera de fase). Figura 19: Espectro de fase mostrando la constante de rotaci´on de fase y el desplazamiento en tiempo.
Las ond´ıculas de fase cero no tienen grandes afectaciones por el filtrado de las altas frecuencias con la profundidad, por esto tienden a mantener su forma con la profundidad. Otros tipos de ond´ıculas pueden cambiar significativamente con la profundidad. Para efectos de la inversi´on se asume que la ond´ıcula es constante en tiempo y espacio. En la figura 20 se muestra un ejemplo de una ond´ıcula fase cero y una ond´ıcula fase m´ınima pasando a trav´es de un reflector.
Figura 20: Ond´ıculas de fase cero y de fase m´ınima pasando a trav´es de un reflector.
3.2.4.
Inversi´on S´ısmica La aplicaci´on original de los datos s´ısmicos, que a´un hoy sigue siendo su uso principal, es la identificaci´on de la geometr´ıa de los reflectores, y la determinaci´on de sus profundidades. Esto, es posible gracias a que las ondas s´ısmicas se reflejan en las interfaces existentes entre los materiales que poseen propiedades ac´usticas diferentes, pero m´as all´a de esta aplicaci´on, los datos s´ısmicos contienen informaci´on que va m´as lejos de la localizaci´on y geometr´ıa de los reflectores (Barclay et al., 2008). Cada reflexi´on cambia la amplitud de la onda de retorno. Este cambio producido en la interface es controlado por el contraste de impedancia (Z) entre los dos tipos de roca. La informaci´on de las amplitudes de las reflexiones s´ısmicas puede ser utilizada para obtener las impedancias ac´usticas de los materiales a ambos lados de la interface por medio de un proceso de inversi´on. Mediante una correlaci´on de las propiedades obtenidas por m´etodos s´ısmicos con los valores medidos en pozo, se pueden extender las propiedades de las rocas a todo el volumen s´ısmico. Este proceso puede aportar informaci´on de las propiedades de las formaciones entre los pozos, y se le llama inversi´on s´ısmica para caracterizaci´on de yacimientos. En la industria del petr´oleo, muchas mediciones se basan en un proceso de inversi´on para su interpretaci´on, esto debido a que las ecuaciones que relacionan las mediciones m´ultiples que incluyen ruido, p´erdidas y otras imprecisiones no se pueden resolver con una ´unica respuesta. Por lo tanto se recurre a la inversi´on, que es una forma matem´atica de estimar una respuesta, verificarla en funci´on de las observaciones y modificarla hasta obtener una respuesta aceptable. El proceso de inversi´on es la inversa del modelado directo. El modelado directo comienza con un modelado de las propiedades del subsuelo, luego simula matem´aticamente un experimento o proceso f´ısico en el modelo del subsuelo, por ejemplo electromagn´etico, ac´ustico, nuclear, qu´ımico, entre otros, y finalmente proporciona como salida una respuesta modelada. Si el modelo y los supuestos son precisos, la respuesta modelada se asemeja a los datos reales. La inversi´on hace lo inverso: comienza con datos medidos reales, aplica una operaci´on que retrocede a trav´es del experimento f´ısico y produce un modelo del subsuelo, si se realiza correctamente, el modelo del subsuelo se asemeja al real. En s´ısmica existen varios tipos de inversi´on, en este trabajo se tratar´a la inversi´on ac´ustica. Esta utiliza el tiempo de arribo y la amplitud de las ondas s´ısmicas reflejadas en cada punto de reflexi´on,
para resolver las impedancias relativas de las formaciones, esta inversi´on se conoce como inversi´on s´ısmica para la caracterizaci´on de yacimientos y proporciona modelos detallados de las propiedades de las rocas. El primer paso es el modelado directo, comienza con un modelado de capas con las profundidades, espesores, densidades y velocidades de propagaci´on del sonido, estimadas de las formaciones a partir de los registros el´ectricos de pozo. Con esta informaci´on se genera un modelo de impedancia ac´ustica del subsuelo. Este modelo de impedancia ac´ustica se combina con un pulso s´ısmico para crear una traza s´ısmica modelada que se denomina traza s´ısmica sint´etica (fig. 21 izquierda). El proceso de inversi´on toma la traza s´ısmica real, remueve el pulso s´ısmico y genera un modelo del subsuelo para la localizaci´on de esta traza (fig. 21 derecha). Para llegar al modelo de mejor ajuste, la mayor´ıa de procesos de inversi´on efect´uan iteraciones entre el modelado directo y la inversi´on, procurando minimizar la diferencia entre la traza s´ısmica y los datos (Barclay et al., 2008; Yilmaz, 2001).
Figura 21: Modelado e inversi´on, modelado directo (izquierda), inversi´on (derecha). Barclay et al. (2008).
Proceso para realizar una inversi´on s´ısmica Garantizar el amarre de los datos s´ısmicos con los datos de pozo y extraer una ond´ıcula Para llevar a cabo una inversi´on s´ısmica se requiere informaci´on de la ond´ıcula s´ısmica. Sin embargo, para extraer una ond´ıcula a trav´es de registros, primero se debe garantizar un buen amarre entre los datos s´ısmicos y los datos de pozo, y para amarrar estos datos adecuadamente se debe conocer la ond´ıcula. La soluci´on pr´actica para este problema es:
1. Determinar la fase aproximada de la ond´ıcula
2. Extraer una ond´ıcula estad´ısticamente a trav´es de la s´ısmica
3. Correlacionar los registros para amarrar con los datos s´ısmicos
4. Extraer una nueva ond´ıcula utilizando los registros correlacionados y la s´ısmica
5. Repetir la correlaci´on de los registros y la extracci´on de la ond´ıcula a partir de los registros,
hasta que se garantice un buen amarre y una ond´ıcula final extra´ıda a partir de los registros correlacionados y la informaci´on s´ısmica Se pueden hacer las siguientes indicaciones generales, al momento de la extracci´on de ond´ıculas:
1. En el dominio de frecuencia, se puede decir que el problema en la extracci´on de la ond´ıcula
consiste en dos partes:
Determinar el espectro de amplitud Determinar el espectro de fase De estas dos, determinar el espectro de fase es mucho mas dif´ıcil y presenta la principal fuente de error en la inversi´on.
2. Los m´etodos de extracci´on caen en tres categor´ıas principales:
Puramente determin´ıstico: esto significa medir la ond´ıcula directamente usando receptores en superficie y otros medios como las firmas marinas y el an´alisis VSP Puramente estad´ıstico: esto significa determinar la ond´ıcula directamente a partir de los datos s´ısmicos. Este procedimiento suele tener dificultades para determinar el espectro de fase en forma confiable Usar un registro de pozo: esto significa usar informaci´on de registros de pozo adem´as de los datos s´ısmicos. En teor´ıa, esto podr´ıa proporcionar informaci´on exacta acerca de la fase en la localizaci´on del pozo. El problema, es que este m´etodo depende cr´ıticamente de que exista un buen amarre entre los registros de pozo y la s´ısmica. Particularmente, la conversi´on tiempo profundidad, la cual convierte la profundidad muestreada en el pozo a tiempo de propagaci´on doble, esto puede causar errores en el amarre con los datos s´ısmicos lo que degradar´ıa el resultado.
Las ond´ıculas pueden cambiar y cambian de traza a traza en funci´on del tiempo de propagaci´on. Esto quiere decir que en el proceso de extracci´on de la ond´ıcula se debe determinar un gran conjunto de ond´ıculas para cada secci´on s´ısmica. Tratar de determinar ond´ıculas variables puede introducir m´as incertidumbre de la que los datos pueden resolver. Una soluci´on para esto es extraer una sola ond´ıcula promedio por cada secci´on.
Extracci´on estad´ıstica de la ond´ıcula Este procedimiento usa ´unicamente las trazas s´ısmicas para extraer la ond´ıcula. El espectro de amplitud se calcula mediante una autocorrelaci´on entre las trazas s´ısmicas de la siguiente manera:
1. Extraer una ventana de an´alisis sobre la secci´on s´ısmica.
2. Disminuir el inicio y final de la ventana de an´alisis a una longitud igual a la menor entre: 10
muestras de la ventana o 1/4 de la ventana.
3. Calcular la autocorrelaci´on en la ventana de datos. La longitud de la autocorrelaci´on es igual a
1/2 de la longitud de la ond´ıcula deseada.
4. Calcular el espectro de amplitud de la autocorrelaci´on.
5. Tomar la ra´ız cuadrada del espectro de la autocorrelaci´on. Este es aproximadamente el espectro
de amplitud de la ond´ıcula.
6. Adicionar la fase deseada.
7. Tomar la inversa de la transformada r´apida de Fourier para generar la ond´ıcula.
8. Sumar esta con las otras ond´ıculas calculadas a partir de las otras trazas en la ventana de an´ali-
sis.
El espectro de fase no se calcula por este m´etodo solo se asume un espectro de fase constante, o de fase m´ınima, el que se requiera. Normalmente se trabaja con un espectro cero fase. Se debe tener en cuenta que en este procedimiento, la longitud de la ond´ıcula es un par´ametro cr´ıtico para determinar el suavizado eficaz que se realiza en el espectro de amplitud de la traza. A medida que aumenta la longitud de la ond´ıcula, el espectro de la ond´ıcula se aproxima al de la ventana de datos.
Extracci´on de la ond´ıcula usando registros el´ectricos Este procedimiento envuelve el uso de registros el´ectricos para extraer una ond´ıcula. Se pueden usar los registros de dos maneras para extraer la ond´ıcula. Una manera es usar los registros para determinar la amplitud total y el espectro de fase de la ond´ıcula. La segunda manera es usar los registros solo para determinar la fase usada en combinaci´on con el procedimiento estad´ıstico descrito anteriormente.
Para el primer m´etodo es necesario que para cada traza analizada haya un registro s´onico y uno de densidad disponibles. El procedimiento a seguir para extraer la ond´ıcula es (Hampson y Galbraith, 1981):
1. Extraer una ventana de an´alisis con los datos de densidad, s´onico y s´ısmica.
2. Multiplicar el registro s´onico y la densidad para obtener un registro de impedancia ac´ustica y
calcular la reflectividad a partir de la impedancia.
3. Disminuir el inicio y final de la ventana de an´alisis de los datos s´ısmicos y de reflectividad a
una longitud igual o menor a: (10 muestras de la ventana o 1/4 de la ventana).
4. Calcular los m´ınimos cuadrados para el filtro de forma (W) que resuelve la ecuaci´on T RAZA =
W ∗REFLECT IV IDAD. Como el n´umero de muestras de ond´ıcula son generalmente menores que el n´umero de muestras de trazas, esto es equivalente a resolver un sistema lineal sobre determinado utilizando m´ınimos cuadrados.
5. Calcular la envolvente de la amplitud de la ond´ıcula utilizando la transformada de Hilbert. Si
el pico de esta envolvente se desplaza desde el tiempo cero hay que cambiar la correlaci´on entre el registro y la traza s´ısmica y volver a calcular la ond´ıcula utilizando el paso 4. Esto asegura que los desplazamientos aleatorios en tiempo entre los registros y los datos ser´an corregidos de traza a traza antes de sumar.
6. Sumar esta ond´ıcula con las otras ond´ıculas calculadas a partir de las otras trazas.
7. Estabilizar la ond´ıcula calculada mediante un filtrado de los componentes de alta frecuencia
de la siguiente manera: para cada valor de frecuencia cuya amplitud sea menor que 1/4 de la amplitud m´axima en el espectro de la ventana de datos original, se le pone cero al componente correspondiente de la ond´ıcula extra´ıda.
El procedimiento completo para calcular una ond´ıcula tiene la ventaja de que se calcula una ond´ıcula muy exacta, pero tiene la desventaja de ser muy sensible al amarre entre los registros y los datos s´ısmicos. Un error en tiempo o en el estiramiento de los registros causa una r´apida degradaci´on de la ond´ıcula, caracterizada por la p´erdida de los datos de la alta frecuencia, una distorsi´on del espectro de fase, y produce l´obulos laterales poco realistas.
Crear un modelo inicial e invertirlo La informaci´on s´ısmica est´a limitada a una banda especifica de frecuencias y no contiene ni bajas ni altas frecuencias. Esto significa que la informaci´on s´ısmica pierde los datos correspondientes a las altas y las bajas frecuencias, el rango de frecuencias t´ıpico de los datos s´ısmicos es de 10Hz – 80Hz. La informaci´on de registros, por otra parte, incluye frecuencias que son m´as altas y bajas que las de la informaci´on s´ısmica como se muestra en la figura 22. Debido a la p´erdida de las bajas y altas frecuencias en el procesamiento s´ısmico, la informaci´on requerida para reconstruir un perfil de impedancia inicial o modelo inicial no est´a presente en la informaci´on s´ısmica solamente. Por esto, se requieren dos tipos de datos de entrada para el proceso de inversi´on: 1) Son los datos s´ısmicos y
2) Un modelo de impedancia inicial. Este modelo de impedancia inicial representa una estimaci´on
de la estructura de las velocidades en el subsuelo y es generado a partir de la informaci´on de pozo y extrapolado entre los pozos mediante la informaci´on s´ısmica. En este modelo se incluyen los datos de bajas frecuencias que la informaci´on s´ısmica no tiene. No se utilizan frecuencias m´as altas que las de los datos s´ısmicos, ya que esto puede introducir demasiada influencia en el modelo de inversi´on la cual no puede ser confirmada por la informaci´on s´ısmica.
La inversi´on no puede encontrar una ´unica soluci´on. Un modelo de impedancia (la soluci´on que se busca) har´a un sismograma sint´etico que coincida con la informaci´on s´ısmica. Por desgracia esa misma informaci´on s´ısmica puede ser creada con un n´umero infinito de modelos diferentes. Si bien, la mayor´ıa de estos modelos no son realistas y se pueden descartar, siempre habr´a varias alternativas razonables para cada entrada s´ısmica, por ejemplo: cuando se trata de determinar un grupo espec´ıfico de n´umeros y solo se conoce la suma de esos n´umeros. Por esta raz´on se genera un modelo inicial a partir de informaci´on conocida, al invertir este modelo, el resultado final es un perfil de velocidades que se desv´ıa lo menos posible de la estimaci´on inicial, mientras que al mismo tiempo modela los datos reales lo m´as cerca que sea posible.
Figura 22: Esquema mostrando el ancho de banda de la informaci´on s´ısmica
Reglas del modelo Las reglas b´asicas que se deben respetar en el modelo de inversi´on son: respetar los datos de registros el´ectricos para la banda de bajas frecuencias, y respetar la asunci´on de capas geol´ogicas para la banda de alta frecuencia y elegir el modelo que produzca el menor n´umero de capas. Este es el requisito m´ınimo para la reflectividad. Algoritmos de inversi´on Basada en un Modelo Este es el algoritmo de la inversi´on lineal generalizada. Primero se genera un modelo de impedancia inicial del subsuelo a partir de informaci´on conocida, y luego se intenta modificar este modelo hasta que la traza sint´etica derivada del mismo, coincide con la traza s´ısmica real dentro de unos l´ımites aceptables. En otras palabras, se empieza con un modelo geol´ogico y este se modifica hasta que se obtenga el error m´ınimo entre la traza sint´etica creada por el modelo modificado y la informaci´on s´ısmica original. Se debe asumir que la ond´ıcula de la informaci´on s´ısmica se conoce. Para cada traza se calcula un sismograma sint´etico usando la impedancia estimada inicialmente y la ond´ıcula conocida. La impedancia es modificada gradualmente, hasta que el resultado de la traza sint´etica coincide con la traza real dentro de alg´un nivel de tolerancia. Se debe controlar hasta qu´e punto el algoritmo puede cambiar la estimaci´on inicial con el fin de coincidir con los datos reales. Este algoritmo usa dos m´etodos:
modelo Estoc´astico: Fusiona la traza y el modelo estimado inicial, y modelo con Restricciones: Establece l´ımites de hasta donde se pueden desviar la estimaci´on inicial.
La inversion basada en un modelo, es un buen m´etodo cuando se tiene un conocimiento considerable de la geolog´ıa y se puede crear un modelo confiable.
Limitado a una banda especifica de frecuencias Este tipo de inversi´on, ignora el efecto de la ond´ıcula s´ısmica y trata la traza como si esta fuera un grupo de coeficientes de reflexi´on. Se asume que la traza s´ısmica se puede tratar c´omo una serie de coeficientes de reflexi´on que ha sido filtrada por una ond´ıcula de fase cero. Como el componente de las bajas frecuencias de la velocidad ha sido removido desde la informaci´on s´ısmica, esta se restaura (Lindseth, 1979) mediante la adici´on de una versi´on suavizada del modelo con restricciones. La traza s´ısmica se integra para transformar la secuencia de reflectividad a impedancias ac´usticas y adicionar las bajas frecuencias restringidas. Como la ond´ıcula se ignora en este proceso, la impedancia ac´ustica resultante es suavizada como la traza s´ısmica.
La ventaja de este m´etodo es la simplicidad, tiempo corto de c´alculo y es muy ´util cuando hay ruido en la informaci´on. La desventaja es que por ignorar la ond´ıcula, los efectos en la interface de las capas delgadas no se pueden explicar.
M´ınimos Picos
Los algoritmos de inversi´on por m´ınimos picos son:
programaci´on lineal: Este algoritmo primero extrae una estimaci´on de la reflectividad usando una t´ecnica de programaci´on lineal que usa el dominio de frecuencias restringido para recobrar las altas y las bajas frecuencias del espectro de la s´ısmica. Entonces la reflectividad se integra bajo las restricciones del modelo inicial. Esto crea una reflectividad m´ınima que produce el mejor amarre entre la traza sint´etica derivada y la traza real, sujeta a la restricci´on de que el n´umero de picos sea el menor. Este asume que la ond´ıcula de la informaci´on s´ısmica se conoce. Este m´etodo intenta recobrar un modelo de impedancia con la reflectividad m´ınima minimizando el error entre la traza modelada y la traza s´ısmica. Esto resulta en un modelo con el menor n´umero de capas, y m´axima probabilidad: Este algoritmo usa el modelo para modificar las series de reflectividad estimadas de la informaci´on s´ısmica. Este asume que la ond´ıcula de la informaci´on s´ısmica se conoce. Para cada traza una secuencia de reflectividad m´ınima se estima por adici´on de los coeficientes de reflexi´on uno por uno hasta que se encuentre un grupo ´optimo. El ancho de banda de la reflectividad se modifica gradualmente, hasta que el resultado de la traza sint´etica coincida con la traza real con alg´un nivel de tolerancia. Se debe controlar que tanto el algoritmo puede cambiar el modelo estimado inicial para que coincida con los datos reales. Estos m´etodos son los mejores para ´areas con pocos reflectores. No requieren modelo geol´ogico, por esto son mejores para ´areas donde el conocimiento geol´ogico sea poco. Red neuronal Este algoritmo aplica una red neuronal probabil´ıstica a la traza s´ısmica para producir la traza de impedancia. Antes de utilizar este algoritmo se debe entrenar por lo menos una red. Inversi´on coloreada Este algoritmo se aproxima a una inversi´on por m´ınimos picos sin restricciones mediante la derivaci´on de un operador de inversi´on que haga coincidir el espectro de amplitud de la s´ısmica con el de la impedancia ac´ustica. La ventaja de este m´etodo es su simplicidad, corto tiempo de c´alculo, y robustez en presencia de ruido este hace que el m´etodo sea adecuado para inversiones r´apidas y preliminares. Ventajas de la inversi´on s´ısmica Los vol´umenes de impedancia resultantes tienen las siguientes ventajas (Savic et al., 2000): un ancho de banda m´as amplio maximiza la resoluci´on vertical, cuando se invierte un volumen s´ısmico, se puede conocer la distribuci´on de impedancias en el volumen s´ısmico. Mediante la correlaci´on de estas impedancias con las impedancias de pozo, se puede extrapolar la informaci´on de pozo al volumen s´ısmico, El rango din´amico de los datos es amplio por esto al visualizarlos en una escala de colores mejora el reconocimiento de caracter´ısticas delicadas, y al conocer las impedancias ac´usticas en los pozos, y correlacionar estas con los vol´umenes de inversi´on s´ısmica, se pueden predecir propiedades petrof´ısicas del reservorio.
Cap´ıtulo 4
METODOLOG´IA Y
PROCEDIMIENTO
El proyecto se desarroll´o en 4 etapas (fig. 23):
1. Modelamiento petrof´ısico detallado: en esta etapa se re´une toda la informaci´on de pozos dis-
ponible para realizar el proyecto. Se realiza el control de calidad y se estudia detalladamente la respuesta de los registros a la roca mediante la correlaci´on de estos con los n´ucleos disponibles. Finalmente, se presenta un modelo petrof´ısico ajustado a toda la informaci´on disponible y un an´alisis de impedancias ac´usticas que determinar´a si mediante estas se puede diferenciar entre rocas con alto y bajo contenido de bitumen.
2. Inversi´on s´ısmica: en esta etapa se realiza una inversi´on s´ısmica de amplitudes de dos l´ıneas
s´ısmicas una en direcci´on del rumbo, y la otra en sentido del buzamiento de la estructura para la Formaci´on Une. Finalmente se obtendr´an dos perfiles de impedancias ac´usticas con los cuales se delimitar´a el ´area en superficie con mayores probabilidades de encontrar altas saturaciones de bitumen
3. C´alculo de recursos: en esta etapa mediante la informaci´on obtenida anteriormente, se realiza
un c´alculo probabil´ıstico de recursos para la Formaci´on Une en el ´area de R´ıo G¨uejar
4. Conclusiones: en esta etapa se dar´a respuesta a los objetivos propuestos en el trabajo mediante
las conclusiones del mismo.
4.1.
Modelamiento petrof´ısico El objetivo principal de un modelo petrof´ısico es determinar cuantitativamente las propiedades de la roca y los fluidos presentes en la misma, por esto es necesario utilizar toda la informaci´on disponible con el fin de llegar al modelo que mejor represente los datos. Para el desarrollo del proyecto se cuenta con la informaci´on de registros y n´ucleos de 8 pozos estratigr´aficos como se relaciona en la tabla 1.
Los pozos fueron corazonados en su totalidad, as´ı que tambi´en se cuenta con suficiente informaci´on de roca.
Figura 23: Mapa conceptual mostrando la metodolog´ıa para el desarrollo del proyecto. Cuadro 1: Informaci´on de registros y n´ucleos para el desarrollo del proyecto.
4.1.1.
Control de calidad de los registros Los registros son revisados y editados para garantizar que la informaci´on con la que se trabaja es confiable y se encuentra ajustada en profundidad, las ediciones que se aplicaron son: edici´on y control de calidad, conversi´on de matriz del Registro Neutr´on matriz arena (NP HI) a Neutr´on matriz caliza (NP HILS), creaci´on la curva de temperatura (T emp), para ser utilizada en las correcciones ambientales y en los c´alculos Sw, correcci´on ambiental por efecto del hueco y densidad del lodo para la curva GR. La nueva curva generada se denomina Rayo Gamma Corregido (GRC), correcci´on por l´ınea base de la curva de Potencial Espontaneo (SP ). La nueva curva generada se denomina Potencial Espont´aneo Corregido (SP C), y corte de las lecturas de inicio y final de registro cuando presentaban valores fijos. Los nombres finales de las curvas del set b´asico de registros se muestran en la tabla 2, algunos pozos cuentan con otro tipo de registros que no se relacionan en las tablas como resonancia magn´etica (CMR) y micro im´agenes de formaci´on (FMI).
Cuadro 2: Nombres finales de las curvas.
4.1.2.
Modelo de arcillosidad Con el objetivo de delimitar el reservorio y para usar en el c´alculo posterior de la porosidad se crea una curva de contenido de arcilla con valores de 0 a 1 donde 1 es el 100% arcilla y 0 es el 0% arcilla. Esta curva se crea a partir de los registros el´ectricos, com´unmente el GR y la combinaci´on densidadneutr´on. Es importante conocer las caracter´ısticas petrogr´aficas de la formaci´on antes de realizar el c´alculo, de esta manera se puede ajustar el c´alculo a partir de los registros con los valores reales en la roca.
Caracter´ısticas texturales de las areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar La Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar es un intervalo principalmente arenoso con algunas capas de arcillas de espesores menores. Las areniscas de la Formaci´on Une seg´un Folk (1980), se clasifican desde el punto de vista composicional como cuarzoarenitas, es decir m´as del 95% cuarzo y desde el punto de vista textural como inmaduras hasta submaduras, es decir presentan matriz arcillosa en porcentajes desde menores a 5% (submaduras) hasta un 25% (inmaduras), esta matriz arcillosa es principalmente caolin´ıtica. El tama˜no de grano predominante es medio, pero var´ıa desde grano fino superior a grueso inferior, la selecci´on de los granos varia de pobre a moderado con granos subangulares a subredondeados ocasionalmente redondeados.
Estas areniscas se encuentran impregnadas con crudo extrapesado (bitumen) y esta impregnaci´on es controlada por las caracter´ısticas texturales de la roca. Las rocas que visualmente tienen mayor contenido de bitumen (fig. 24a) presentan porcentajes de matriz arcillosa menores al 5%, mientras que las rocas que visualmente tienen menor contenido de bitumen (fig. 24c) presentan porcentajes de matriz arcillosa de hasta el 25%. Las rocas que visualmente tienen aspecto de zebra (fig. 24b), es decir intercalaciones de zonas con alto y bajo contenido de bitumen, en promedio presentan un porcentaje de matriz arcillosa de entre un 5% a un 10%.
Figura 24: Areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar mostrando el porcentaje de arcillosidad. Modificado de Perez et al. (2013).
C´alculo del volumen de arcilla El modelo de arcilla se obtuvo por dos m´etodos diferentes:
1. Utilizando la curva de rayos gamma (GRC) para calcular un volumen de arcilla mediante la
ecuaci´on 4.1, esta ecuaci´on supone una relaci´on lineal entre el volumen de arcilla en la roca
(V cl) y el volumen de arcilla calculado por la curva de rayos gamma (V clGR), V cl = V clGR (Serra et al., 1984; Bassiouni, 1994).
V clGR = GRlog −GRclean GRclay −GRclean
,
(4.1)
d´onde:
GRlog = Lectura del GR, GRclean = Promedio de la lectura del GR en las formaciones limpias, y GRclay = Promedio de la lectura del GR en las arcillas.
2. Utilizando la combinaci´on de curvas densidad y neutr´on (RHOB −NP HILS) para calcular el
volumen de arcilla mediante la ecuaci´on 4.2 V clND = φN −φD φNclay −φDclay
,
(4.2)
d´onde:
V clND = Volumen de arcilla ND, φN = Porosidad medida por el registro neutr´on, φD = Porosidad medida por el registro densidad, φNclay = Porosidad medida por el registro neutr´on en las arcillas, y φDclay = Porosidad medida por el registro densidad en las arcillas. Finalmente, se utiliz´o el promedio de los dos c´alculos anteriores como valor final de volumen de arcilla (V SHFINAL) (ecu. 4.3), ya que se ajustaba a los valores promedio encontrados en el an´alisis petrogr´afico (fig. 24). Los valores utilizados en los c´alculos se reportan en el Anexo A V SHFINAL = V clGR + V clND
2
.
(4.3)
4.1.3.
Modelo de Porosidad La porosidad en una roca es la fracci´on del volumen total de la roca que no est´a ocupado por constituyentes s´olidos, y se expresa matem´aticamente por medio de la ecuaci´on 4.4, donde Vb es el
Volumen total de la roca, Vgr es el volumen ocupado por los s´olidos en la roca, Vp es el volumen poroso de la roca, y φ es la porosidad φ = Vb −Vgr Vb = Vp Vb
.
(4.4)
Porosidad total y efectiva En an´alisis de registros se manejan dos tipos de porosidad, la porosidad total (φT ) y la porosidad efectiva (φe). La porosidad total es la descrita anteriormente por la ecuaci´on 4.4 y corresponde al volumen total de roca que no est´a ocupado por constituyentes s´olidos. La porosidad efectiva es la porosidad total menos el volumen de agua ligado a las arcillas en la roca. En la figura 25 se explica el concepto de la porosidad total y efectiva separando la roca en cada uno de sus componentes, donde Vma es el volumen de todos los componentes solidos de tama˜nos mayores a arcilla (en an´alisis de registros el´ectricos a esto se le llama matriz), Vdcl es el volumen de las arcillas secas, Vcbw es el volumen del agua ligada a las arcillas, Vcap es el volumen de agua irreducible, Vf w es el volumen de agua libre y Vhyd es el volumen de hidrocarburo, adem´as se muestra el volumen poroso total medido por la herramienta neutr´on φT Neutron y por la herramienta de densidad φT Densidad. Figura 25: Vol´umenes de materiales en la roca reservorio como se utiliza en an´alisis de registros el´ectricos.
Modificado de Cosentino y Sabathier (2001); Ellis y Singer (2007).
Distribuci´on de las arcillas en la roca La manera en la que est´an distribuidas las arcillas en la roca tambi´en tiene un efecto en la medida de la porosidad, por esto, en an´alisis de registros se debe identificar qu´e tipo de distribuci´on presen-
tan las arcillas en la roca. Los tipos de distribuci´on que pueden presentar las arcillas en la roca son: laminada, estructural y dispersa (Ellis y Singer, 2007).
Cuando la distribuci´on de la arcilla en la roca es dispersa, la arcilla se encuentra en el espacio poroso alrededor de los granos de la roca y reduce la porosidad en la misma sin afectar el espacio de los granos. Cuando la distribuci´on de la arcilla en la roca es estructural, la arcilla hace parte del armaz´on de la roca y no afecta la porosidad. Cuando la distribuci´on de la arcilla en la roca es laminada, la arcilla se encuentra como capas formando laminaciones, esta reduce tanto el armaz´on de la roca como la porosidad (fig. 26). En el caso de estudio la arcilla presente se encuentra distribuida de manera dispersa en la roca reduciendo la porosidad, en algunos casos ocupando la mayor´ıa del espacio poroso como se muestra en las secciones delgadas (fig. 27).
Figura 26: Clasificaci´on de la arcilla por su distribuci´on en la roca.
Ellis y Singer (2007).
Herramientas utilizadas para calcular la porosidad Los registros m´as comunes para el c´alculo de la porosidad son el s´onico, el neutr´on y la densidad. Diferentes generaciones de estas herramientas se han utilizado en operaciones de campo por m´as de 40 a˜nos, y son las mediciones que con m´as frecuencia se encuentran disponibles en la mayor´ıa de pozos (Cosentino y Sabathier, 2001).
La herramienta s´onica mide la velocidad de propagaci´on de las ondas sonoras en las rocas. La velocidad de propagaci´on de las ondas compresionales es una funci´on de la rigidez y la densidad del material: el medio m´as r´ıgido y de menor densidad tendr´a una velocidad de propagaci´on mayor. La porosidad tiende a reducir la rigidez global de la roca y por esto es inversamente proporcional a la velocidad (Cosentino y Sabathier, 2001). La relaci´on emp´ırica que permite el c´alculo de la porosidad a partir del registro s´onico se conoce como la ecuaci´on de Willye ecuaci´on:
Figura 27: Secciones delgadas tomadas a los n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigrafico-6 en la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar mostrando la distribuci´on dispersa de las arcillas en la roca.
φ = t −tma tf −tma
,
(4.5)
d´onde: tma es el tiempo de propagaci´on de la onda sonora en la matriz, tf es el tiempo de propagaci´on de la onda sonora en el fluido, y t es el tiempo de propagaci´on del sonido medido en el sitio. Antes de calcular la porosidad por este m´etodo se requiere un conocimiento de la litolog´ıa de la roca reservorio y de la saturaci´on de fluidos. En el caso particular de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar las areniscas est´an impregnadas con bitumen, este material de alta viscosidad rellenando los poros en la roca afecta el tiempo de propagaci´on de las ondas compresionales en la roca, as´ı que para utilizar este m´etodo en el c´alculo de la porosidad es necesario realizar estudios adicionales. La herramienta de densidad proporciona una estimaci´on de la densidad total de la roca por la atenuaci´on de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Los rayos gamma son dispersados y absorbidos en la formaci´on como una funci´on de la densidad electr´onica de la formaci´on, la cual est´a estrechamente relacionada con la densidad total (Serra et al., 1984; Cosentino y Sabathier, 2001; Ellis y Singer, 2007). A su vez, la densidad est´a relacionada a la porosidad por: φ = ρma −ρb ρma −ρf
,
(4.6)
d´onde: ρma es la densidad de la matriz, ρf es la densidad del fluido que ocupa el espacio poroso, y ρb es la densidad total medida por la herramienta en un punto, para esta ecuaci´on se asume que la roca est´a constituida solo por dos materiales una matriz y un fluido. En este caso tambi´en se requiere conocer la litolog´ıa de la roca reservorio y la saturaci´on de fluidos. Como se mostr´o en la secci´on 4.1.2 las areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar son cuarzoareniscas, es decir est´an compuestas principalmente de cuarzo que tiene una densidad de 2,65gr/cc, y menor cantidad de arcilla principalmente caolinita con una densidad de 2,41gr/cc. Los fluidos presentes en el espacio poroso de las areniscas son hidrocarburo pesado y agua, los dos fluidos tienen una densidad aproximada de 1gr/cc. La herramienta de porosidad neutr´on mide la taza de absorci´on de neutrones r´apidos emitidos continuamente a la formaci´on por una fuente radioactiva. Estos neutrones viajan en la formaci´on y son desacelerados por colisiones con los n´ucleos de los elementos en esta, hasta que alcanzan un muy bajo nivel de energ´ıa termal y finalmente son absorbidos. El elemento que contribuye m´as efectivamente a desacelerar estos neutrones es el hidr´ogeno, ya que su masa es parecida a la de un neutr´on. Por lo tanto, la poblaci´on de neutrones en la formaci´on es inversamente proporcional a la porosidad, ya que, en formaciones limpias todos los hidr´ogenos se encuentran en los fluidos que ocupan el espacio poroso (Serra et al., 1984; Cosentino y Sabathier, 2001; Ellis y Singer, 2007). Al igual que las herramientas: s´onico y densidad, el neutr´on es sensible a la litolog´ıa de la formaci´on ya que la matriz contribuye a desacelerar y capturar los neutrones. El efecto de la litolog´ıa en esta herramienta se refiere a que si la herramienta es calibrada en tanques de caliza saturados en agua, esta producir´a una lectura num´erica correspondiente al agua que ocupa el espacio poroso en una
caliza, pero no corresponder´a si el tipo de roca que se est´a registrando es diferente al de la calibraci´on (Ellis y Singer, 2007). Adem´as de esto, esta herramienta es particularmente sensible a las condiciones ambientales y a la presencia de gas, ya que este disminuye la densidad de hidr´ogenos en el espacio poroso (Ellis y Singer, 2007). Al igual que la herramienta de densidad, el neutr´on mide la porosidad total de la formaci´on.
Con excepci´on de formaciones limpias saturadas con agua o aceite, la herramienta neutr´on se ha usado con precauci´on para determinar la porosidad. Sin embargo, la combinaci´on de las herramientas de densidad y neutr´on proporciona un c´alculo m´as acertado de la porosidad, ya que la porosidad puede ser calculada sin un conocimiento previo de la litolog´ıa. Adem´as, el uso combinado de las dos herramientas permite correcciones para los efectos de arcilla y gas. Por esta raz´on, la combinaci´on de las herramientas de densidad y neutr´on es la t´ecnica m´as frecuentemente utilizada en la determinaci´on de la porosidad.
Porosidad a partir de los n´ucleos La porosidad a partir de los n´ucleos se mide rutinariamente en el laboratorio, la pr´actica actual m´as com´un es medir el volumen poroso a partir de la introducci´on de un fluido de densidad conocida com´unmente helio y determinar el volumen poroso, esta medida proporciona una estimaci´on de la porosidad efectiva o interconectada de la roca (Cosentino y Sabathier, 2001). Los valores de porosidad obtenidos en laboratorio a partir de los n´ucleos usualmente se toman como una medida de referencia. La representatividad de los valores de porosidad medidos en el laboratorio depende en gran medida del muestreo que se realiza en el n´ucleo. En el caso particular de las areniscas bituminosas en R´ıo G¨uejar, la roca tiene una variabilidad textural importante que al parecer est´a controlando la saturaci´on de bitumen en la roca. Al analizar los valores de porosidad obtenidos en laboratorio es importante saber en qu´e tipo de roca se tom´o la muestra.
La figura 28 muestra un pie de n´ucleo del yacimiento (izquierda). Este pie de n´ucleo se representa gr´aficamente en el centro de la imagen de acuerdo a impregnaci´on visual de hidrocarburo en el mismo, como se detall´o en la secci´on 4.1.2. Las zonas con mayor impregnaci´on corresponden a areniscas limpias con bajo contenido de arcillas, mientras que las zonas sin impregnaci´on corresponden a areniscas con alto contenido de arcilla distribuida de manera dispersa en la roca disminuyendo la porosidad de la misma (fig 27). De este pie de n´ucleo se toma una muestra para medir porosidad en laboratorio, en la imagen se muestran cuatro posibles ubicaciones para tomar la muestra, una de estas finalmente representar´a la porosidad de todo el pie de n´ucleo. Por otra parte, se muestra la resoluci´on vertical de las herramientas densidad y neutr´on (izquierda), estas herramientas dan un promedio de la porosidad medida en toda la zona que se muestra en la imagen. Es por esto que las medidas de porosidad en laboratorio se toman como una medida de referencia que debe ser cercana a las medidas de porosidad arrojadas por las herramientas de registro en pozo. En este caso la mayor´ıa de las muestras fueron tomadas en las rocas con impregnaci´on visual de hidrocarburo m´as alta, por lo que las porosidades medidas en laboratorio deben ser un poco mayores que las porosidades medidas por las herramientas de registro en pozo.
C´alculo de la porosidad total Como se explic´o, para poder calcular la porosidad a partir de las herramientas de densidad y neutr´on, se requiere un conocimiento previo de la litolog´ıa de la formaci´on, en este caso se cuenta con informaci´on de roca suficiente y de buena calidad como se explic´o en la secci´on 4.1.2. Sin embargo, es bueno tratar de determinar la litolog´ıa por medio de registros el´ectricos, ya que generalmente las muestras de roca con las que se cuenta en este tipo de estudios son pocas y localizadas, y es complicado determinar si toda la formaci´on a analizar se comporta de igual manera en toda su
Figura 28: Representatividad de las porosidades de la roca medidas en laboratorio. extensi´on vertical. Los registros el´ectricos, por el contrario, permiten dar una visi´on general de toda la formaci´on al tener un buen muestreo a lo largo del pozo. Para este fin, se utiliza un gr´afico de dispersi´on neutr´on-densidad. Como los dos registros densidad y neutr´on, son funci´on de la porosidad y de la litolog´ıa, se puede conocer una variable utilizando la combinaci´on de los dos registros, en este caso la litolog´ıa (fig. 29). En el gr´afico se muestran tres l´ıneas de litolog´ıa: 1). Verde (arena), 2). Azul (caliza) y 3). Magenta (dolomita), estas l´ıneas de litolog´ıa son tomadas de los gr´aficos de dispersi´on para litolog´ıa y porosidad de Schlumberger (CP-1c y CP-1c).
Al graficar los datos del pozo Estratigr´afico-6 para la Formaci´on Une en el gr´afico de dispersi´on, los puntos caen en la l´ınea verde, lo que indica que la litolog´ıa predominante en la formaci´on es cuarzoarenisca y a medida que estos puntos de alejan perpendicularmente de la l´ınea verde hacia abajo nos indica la presencia de zonas arcillosas peque˜nas, los puntos est´an coloreados con el indicador de arcillosidad calculado anteriormente mostrando en amarillo las zonas arenosas y en marr´on las arcillas, adicional a esto el gr´afico muestra que la porosidad en esta formaci´on entre el 13% y el 28%. Es importante saber que estos gr´aficos est´an hechos con la medida neutr´on en matriz caliza, as´ı que los datos de entrada deben tener el neutr´on en matriz caliza.
C´alculo de porosidad total desde el registro de densidad Para calcular el valor de la porosidad desde el registro de densidad, inicialmente se asume que la roca est´a compuesta solo por dos materiales, la matriz y el fluido, por lo tanto la densidad total de la roca estar´ıa dada por la ecuaci´on 4.7, donde la densidad total de la roca ρb es la suma de las densidades individuales de los materiales que la componen por la cantidad de cada material en la roca:
Figura 29: Gr´afico de dispersi´on Neutr´on-Densidad para la Formaci´on Une pozo CPO 16 Estratigrafico-6.
ρb = φDρf + (1 −φD)ρma,
(4.7)
d´onde:
φD = Porosidad total a partir del registro de densidad, ρf = Densidad del fluido normalmente agua 1gr/cc, y ρma = Densidad de la matriz cuarzoarenisca 2,65gr/cc. Si se despeja φD de la ecuaci´on 4.7 se obtiene la ecuaci´on 4.6, y esta ser´ıa la porosidad total calculada a partir del registro de densidad. C´alculo de porosidad total desde el registro neutr´on Como ya se sabe, tanto por el gr´afico de dispersi´on N-D (fig. 29), como por los an´alisis petrogr´aficos de la roca, la matriz de la roca es cuarzoarenita. Por esto, para obtener la porosidad total de la roca mediante el registro neutr´on, se debe transformar la medida de la herramienta neutr´on a matriz arena (NP HI) y el valor que resulte de este registro en los intervalos arenosos definidos anteriormente en el modelo de arcillosidad, ser´a entonces la porosidad total a partir del registro neutr´on φN.
C´alculo de la porosidad efectiva C´alculo de porosidad efectiva desde el registro de densidad Las rocas reservorio de la Formaci´on Une para el ´area de trabajo son cuarzoarenitas que contiene cantidades variables de arcilla. Se podr´ıa decir entonces, que la roca est´a compuesta por tres materiales principalmente: granos de cuarzo, arcilla y un fluido que rellena el espacio poroso (agua). En este orden de ideas, la densidad total de la roca (ρb) se podr´ıa escribir como la ecuaci´on 4.8, que ser´ıa igual a la suma de todos los componentes de la roca, cada uno multiplicado por la cantidad de componente en la misma ρb = ρf φs + (1 −φs −V SHFINAL)ρma + V SHFINALρclay,
(4.8)
d´onde:
φs = Porosidad de la fracci´on arena (sin tener en cuenta la arcilla), ρf = Densidad del fluido agua 1gr/cc, ρma = Densidad de la matriz cuarzoarenita 2,65gr/cc, ρclay = Densidad medida por la herramienta en una arcilla, y V SHFINAL = Volumen de arcilla final,
despejando la ecuaci´on 4.8 se obtiene la ecuaci´on 4.9 φs = ρma −ρb ρma −ρf !
−V SHFINAL
ρma −ρclay ρma −ρf !
,
(4.9)
d´onde: el primer t´ermino entre par´entesis es igual a la porosidad total medida por la herramienta de densidad φD (ver ecuaci´on 4.6), el segundo t´ermino entre par´entesis es la porosidad medida por la herramienta de densidad en una zona 100% arcilla φDclay y esta multiplicado por la cantidad de arcillas (V SHFINAL). Esta ecuaci´on, b´asicamente muestra una resta entre la porosidad total de la roca y la porosidad medida en las arcillas multiplicada por la cantidad de arcillas en la roca, que corresponde a la definici´on de porosidad efectiva. La ecuaci´on 4.9 se podr´ıa rescribir como la ecuaci´on 4.10. Donde φe es la porosidad efectiva (porosidad total menos el agua ligada a las arcillas) a partir del registro de densidad: φeD = φD −V SHFINALφDclay,
(4.10)
d´onde:
φD = Porosidad total a partir del registro de densidad, V SHFINAL = Volumen de arcilla final, y φDclay = Porosidad medida por el registro de densidad en una arcilla. C´alculo de porosidad efectiva desde el registro neutr´on De igual manera que con el registro de densidad se puede utilizar la ecuaci´on 4.10 para calcular la porosidad efectiva desde el registro neutr´on reescribi´endola como la ecuaci´on 4.11 φeN = φN −V SHFINALφNclay,
(4.11)
d´onde:
φN = Porosidad total a partir del registro neutr´on, V SHFINAL = Volumen de arcilla final, y φNclay = Porosidad a partir del registro neutr´on en una zona 100% arcilla.
Porosidad efectiva y total final combinaci´on Neutr´on-Densidad Finalmente se utiliza la combinaci´on de los registros densidad y neutr´on de la siguiente manera:
1. Se calcula un promedio aritm´etico para la porosidad total y uno para la porosidad de la arcilla,
utilizando los dos valores de porosidades obtenidos a partir de las dos herramientas densidad y neutr´on (φD,φN,φDclay,φNclay), (ecu. 4.12 y 4.13) y se obtiene la porosidad total y la porosidad de la arcilla de la formaci´on. En caso de necesitar correcci´on por efecto de gas en la formaci´on, cuando los puntos en el gr´afico de dispersi´on N-D se pasen hacia arriba de la l´ınea verde donde lo indica la flecha (fig. 29), se utilizan las ecuaciones 4.14 y 4.15 para calcular las porosidades finales (Torres, 2012).
φT = φD + φN
2
(4.12)
φT clay = φDclay + φNclay
2
(4.13)
φT = s φ2 D + φ2 N
2
(4.14)
φT clay = s φ2 Dclay + φ2 Nclay
2
(4.15)
2. Se calcula la porosidad efectiva utilizando la ecuaci´on 4.16
φe = φT −V SHFINALφT clay.
(4.16)
4.1.4.
Modelo de Saturaci´on de Agua Una vez calculada la porosidad total y efectiva de la formaci´on debemos identificar los tipos de fluido que se encuentran llenando el espacio poroso. Las medidas de resistividad el´ectrica de la formaci´on, se adquieren con el fin de identificar los fluidos que se encuentran en las formaciones porosas y permeables. En la figura 30, se observan las zonas que se generan en un pozo debido a la invasi´on del lodo de perforaci´on dentro de la formaci´on: 1) zona lavada, donde el filtrado de lodo desplaza todos los fluidos m´oviles que se encontraban inicialmente en la formaci´on, 2) zona de transici´on, donde el lodo de perforaci´on desplaza parte de los fluidos m´oviles que inicialmente estaban en la formaci´on y
3) zona virgen, donde el lodo de perforaci´on no alcanza a desplazar los fluidos iniciales de formaci´on.
Para conocer la saturaci´on de fluidos en la formaci´on, es necesario obtener lecturas de resistividad el´ectrica en la zona virgen, ya que esta zona muestra las condiciones iniciales de saturaci´on en la formaci´on sin alteraci´on por invasi´on de lodo de perforaci´on, por esto, las herramientas de resistividad
tienen diferentes profundidades de investigaci´on. Los c´ırculos en la figura 30, representan las resistividades del agua en la respectiva zona donde: Rm es la resistividad el lodo de perforaci´on, Rmf es la resistividad del filtrado de lodo, Rw resistividad del agua de formaci´on. Los tri´angulos, representan las saturaciones de agua de las diferentes zonas donde: Sxo saturaci´on de agua de la zona lavada y Sw es la saturaci´on de agua de la zona virgen. Las flechas en la parte inferior de la imagen representan los di´ametros de invasi´on de la zona lavada DiZL y la zona de transici´on DiZT . Figura 30: Zonas de invasi´on y de registro en un pozo.
Modificado de Schlumberger (1991).
Basados en el trabajo de laboratorio realizado por Archie, como tambi´en en otros trabajos te´oricos, la resistividad el´ectrica de las rocas cl´asticas libres de arcilla depende de la porosidad, el grado de cementaci´on, la saturaci´on de agua y la resistividad el´ectrica del agua connata (Serra et al., 1984;
Cosentino y Sabathier, 2001; Ellis y Singer, 2007; Torres, 2012). Esta importante relaci´on, permite el c´alculo de la saturaci´on de hidrocarburo en la roca basado en el conocimiento de la porosidad y la resistividad el´ectrica de la misma.
La conductividad el´ectrica, es una propiedad intr´ınseca de los materiales, com´unmente se mide en unidades Siemens/m o mhos ∗m. Su reciproco, es la resistividad el´ectrica y se mide en ohm ∗m o Ωm. La resistividad el´ectrica del agua var´ıa entre 0,0001 y 10,000ohm∗m, dependiendo de la salinidad de esta. Por otra parte la resistividad del hidrocarburo, cuarzo y la calcita presenta valores m´as altos que 107ohm ∗m (Torres, 2012).
La ecuaci´on de Archie, asume que la conducci´on el´ectrica en las rocas saturadas con fluidos, solo ocurre dentro del espacio poroso saturado con agua. Se asume que el agua connata es conductiva y los granos son aislantes el´ectricos. Para todos los fines pr´acticos, los hidrocarburos son aislantes el´ectricos, de manera que las medidas de resistividad el´ectrica en rocas saturadas no pueden distinguir entre rocas saturadas con aceite y rocas saturadas con gas.
Cuando las rocas son sometidas a una diferencia de voltaje, l´ıneas de flujo el´ectrico cierran el circuito de transporte de carga el´ectrica. Para bajas frecuencias (bajo 200KHz), l´ıneas el´ectricas continuas pueden ser llevadas a trav´es del espacio poroso con una fase acuosa conectada y continua espacialmente (Torres, 2012). Los poros aislados, y en general la porosidad no conectada, no podr´a contribuir a la conductividad el´ectrica de la roca. La porci´on de espacio poroso saturado con hidrocarburos, no permitir´a el paso de las l´ıneas el´ectricas, por lo tanto, no contribuir´a a la conductividad el´ectrica de la roca. Los poros saturados con hidrocarburo, solo permitir´an el paso de las l´ıneas el´ectricas si hay un espacio de fase acuosa continua entre ellos (fig. 31). En rocas saturadas con agua, la raz´on por la cual se relaciona la porosidad a la conductividad el´ectrica, es, porque cuando las rocas son sometidas a la conducci´on el´ectrica, las l´ıneas el´ectricas tienen que moverse por el espacio ocupado por los poros conectados por una fase acuosa. La tortuosidad de las l´ıneas el´ectricas, tambi´en condiciona la resistividad el´ectrica de las rocas, en l´ıneas el´ectricas m´as tortuosas (su longitud es mayor comparada con una l´ınea recta) la resistividad el´ectrica de la roca es m´as alta. Obviamente la tortuosidad de las l´ıneas el´ectricas depende de la distribuci´on espacial y continuidad del espacio poroso. Figura 31: L´ıneas el´ectricas en una roca saturada con agua e hidrocarburo.
Saturaci´on de fluidos en la roca Para estimar la saturaci´on de fluidos en una roca a partir de la resistividad el´ectrica de la misma, se utiliza la ecuaci´on de Archie. Para el caso de una roca saturada 100% en agua, la primera ley de Archie est´a dada por la ecuaci´on 4.17 R0 = Rw a φm ,
(4.17)
d´onde: R0 es la resistividad de la roca totalmente saturada con agua, Rw es la resistividad del agua, a es la tortuosidad y m es el exponente de cementaci´on de la roca. En esta ecuaci´on el t´ermino a/φm es el factor de formaci´on conocido como F, y depende de las caracter´ısticas texturales de la roca: Tama˜no de grano, cementaci´on, distribuci´on del espacio poroso (ecuaci´on 4.18) (Serra et al., 1984; Cosentino y Sabathier, 2001; Ellis y Singer, 2007; Torres, 2012) F = a φm ,
(4.18)
si se reemplaza la ecuaci´on 4.18 en la ecuaci´on 4.17, se obtiene la ecuaci´on 4.19, a partir de esta ecuaci´on se puede calcular el factor de formaci´on en laboratorio F = R0 Rw
.
(4.19)
Para una roca donde la porosidad se encuentra parcialmente saturada con hidrocarburo, la segunda ley de Archie est´a dada por la ecuaci´on 4.20 RT = Rw a φm
1
Snw
,
(4.20)
d´onde: RT es la resistividad total de la roca, Sw es la saturaci´on de agua y n es el exponente de saturaci´on, si de esta ecuaci´on se despeja Sw se obtiene la ecuaci´on 4.21 Sw = aRw φmRT !1 n ,
(4.21)
calculando esta ecuaci´on se obtiene la fracci´on de agua que ocupa el espacio poroso el resto de espacio poroso estar´ıa lleno de hidrocarburo (Sh = 1−Sw), donde Sh es la saturaci´on de hidrocarburo. En la ecuaci´on 4.21, los par´ametros a,n, y m se obtienen mediante pruebas de laboratorio a los n´ucleos. La Rw se puede calcular por varios m´etodos: 1) registros el´ectricos de resistividad, 2) a partir de la curva SP, 3) usando el diagrama de dispersi´on de pickett o 4) usando muestras de fluido de formaci´on para calcular su resistividad. La porosidad se calcul´o previamente y la resistividad total de la roca RT es el registro de resistividad de investigaci´on m´as profunda (RT ), que lee en la zona virgen.
C´alculo de la saturaci´on de agua Para poder utilizar la ecuaci´on de Archie, es necesario calcular los par´ametros a,n y m para la Formaci´on Une, la cual funciona como reservorio en R´ıo G¨uejar, adem´as se debe calcular el valor de resistividad del agua Rw.
C´alculo de m y a Para el c´alculo de m y a, se utiliza un gr´afico de dispersi´on de porosidad (φ) contra factor de formaci´on (F) en escala logar´ıtmica (Serra et al., 1984; Torres, 2012). Los datos de porosidad y factor de formaci´on, se obtuvieron a partir de pruebas de laboratorio practicadas a los n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigr´afico-6 y se muestran en el cuadro 3, donde R0 es la resistividad de la roca totalmente saturada con agua y Rw es la resistividad del agua.
Aplicando logaritmo a la ecuaci´on 4.18, se obtiene la ecuaci´on 4.22, que es la ecuaci´on de una recta donde la pendiente de la recta es m, y la intersecci´on con el eje de las X (porosidad) es
a. Se grafican en escala logar´ıtmica los datos para la Formaci´on Une (desde el tercer dato de la
tabla 3 hacia abajo, los dos primeros son de la Formaci´on Mirador) y se adiciona el punto donde la φ = 1, para este punto Rw = R0 por lo tanto el F = 1. Finalmente se calcula la recta que m´as se ajuste a los puntos graficados. La pendiente de esta recta ser´a el valor de m (negativo), y la intersecci´on con el eje de las X ser´a el valor de a (fig. 32) log(F) = −mlog(φ) + log(a).
(4.22)
C´alculo de n
Cuadro 3: Resultados de pruebas de laboratorio en n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigrafico-6, factor de formaci´on y porosidad Figura 32: Gr´afico de dispersi´on de porosidad contra factor de formaci´on.
Para el c´alculo de n, se utiliza un gr´afico de dispersi´on de saturaci´on de agua (Sw) contra ´ındice de resistividad (I) en escala logar´ıtmica (Serra et al., 1984; Ellis y Singer, 2007). Los datos de saturaci´on de agua e ´ındice de resistividad, se obtuvieron a partir de pruebas de laboratorio practicadas a los n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigr´afico-6, y se muestran en el cuadro 4. Escribiendo la segunda ley de Archie (ecu. 4.20) como la ecuaci´on de una recta, como se explica m´as adelante, se pueden graficar en escala logar´ıtmica los datos de Sw contra I para la Formaci´on Une (desde la profundidad 903,67 hacia abajo), y adicionando el punto donde Sw = 1, para este punto el RT = R0, por lo tanto I = 1. Finalmente se calcula la recta que m´as se ajuste a los puntos graficados, la pendiente de esta recta ser´a el valor de n (fig. 33).
El ´ındice de resistividad, es la relaci´on entre la resistividad verdadera (RT ) y la resistividad de la misma roca saturada con agua (R0), est´a dado por la ecuaci´on 4.23 I = RT R0
.
(4.23)
Cuadro 4: Resultados de pruebas de laboratorio en n´ucleos del pozo CPO 16 Estratigrafico-6, ´ındice de resistividad (I), y saturaci´on de agua Sw.
La segunda ley de Archie (ecu. 4.20), se puede escribir como la ecuaci´on de una recta de la siguiente manera:
RT = Rw a φm
1
Snw
,
despejando Sn w Sn w = a φm Rw RT
,
reemplazando con la ecuaci´on 4.18 Sn w = F Rw RT
,
reemplazando con la ecuaci´on 4.19 Sn w = R0 RT
,
S−n w = RT R0
,
reemplazando con la ecuaci´on 4.23 S−n w = I, aplicando logaritmo log(I) = −nlog(Sw),
(4.24)
se obtiene la ecuaci´on 4.24, que es la ecuaci´on de una recta con pendiente n (negativa). C´alculo de Rw La resistividad del agua de formaci´on (Rw) se calcul´o a partir de tres m´etodos diferentes:
1. Utilizando la resistividad profunda en una zona reservorio, totalmente saturada en agua,
y la segunda ley de Archie (ecu. 4.20). Escrita de la siguiente manera (ecu. 4.25): Rwapp = φmRT a
,
(4.25)
Figura 33: Gr´afico de dispersi´on de saturaci´on de agua contra ´ındice de resistividad. se puede escribir as´ı, ya que se est´a suponiendo que la zona donde se est´a utilizando es una zona con Sw = 1. La porosidad que se utiliza es la porosidad total (φT ), la resistividad del agua calculada se va a llamar resistividad de agua aparente (Rwapp), los par´ametros m, n y a fueron calculados anteriormente. Finalmente se utiliza un gr´afico de dispersi´on de rayos gamma (GRC) contra Rwapp para visualizar los datos, las zonas con GRC altos se descartan por arcillosidad, las zonas con GRC bajos corresponder´an a las zonas de areniscas limpias donde los Rwapp bajos, corresponder´an a zonas de agua, y los m´as altos a zonas de hidrocarburo.
En la figura 34 se observa en un recuadro rojo el Rwapp obtenido por este m´etodo (75ohm∗ m), los datos dentro del recuadro corresponden al intervalo (1135f t −1154f t), este intervalo se encuentra a una temperatura de 82,25◦F. Es importante tener en cuenta la temperatura, ya que las medidas de resistividad dependen de la temperatura a la que se tomen.
2. Utilizando un gr´afico de dispersi´on de Pickett. El gr´afico de Pickett es una representaci´on
visual de la segunda ley de Archie (ecu. 4.20) y se puede utilizar para calcular un Rw, el procedimiento para utilizar el gr´afico es el siguiente (Pickett, 1973):
• graficar en escala logar´ıtmica los puntos de RT contra φ, obtenidos a partir de los
registros el´ectricos,
• graficar el punto de Rw, es decir cuando φ = 1, inicialmente se escoge un valor de Rw
calculado por otro m´etodo, o se puede escoger cualquier valor,
• se trabaja con la ecuaci´on de Archie para una zona saturada 100% en agua (ecu. 4.25),
se aplica logaritmo y se obtiene la ecuaci´on 4.26. El valor de m en esta ecuaci´on es la pendiente de la recta, se gr´afica una recta con pendiente m negativa, empezando en el punto de Rw definido en el paso anterior. Esta recta representa todos los puntos con Sw = 1 (el valor de m fue calculado previamente) log(RT ) = −mlog(φ) + log(Rw),
(4.26)
Figura 34: Gr´afico de dispersi´on de rayos gamma contra resistividad del agua aparente.
• se dibuja una l´ınea paralela al eje X que corte la recta de Sw = 1, anteriormente dibuja-
da en un valor de porosidad caracter´ıstico del yacimiento, cualquier punto sobre esta l´ınea tendr´a la misma porosidad,
• con los valores de Rw (el que se escogi´o inicialmente), φ (la que marca la l´ınea paralela
al eje X dibujada anteriormente), m, n y a (definidos en secciones anteriores), se utiliza la ecuaci´on de la segunda ley de Archie (ecu.4.20) despejando RT y se asignan valores de Sw de (0,75 −0,50 −0,25). Los valores de RT obtenidos se grafican sobre la l´ınea paralela al eje X graficada anteriormente y se trazan rectas paralelas a la recta de Sw = 1, estas rectas representaran los puntos con Sw de (0,75−0,50−0,25) respectivamente, y
• finalmente las rectas que representan las saturaciones en el gr´afico se mueven hasta
ubicar la recta de Sw = 1 sobre los puntos que muestran una zona 100% saturada en agua, esta recta se extiende hasta φ = 1 y se lee el Rw encontrado en el eje X (fig. 35).
3. Utilizando medidas de Rw tomadas en laboratorio a partir de muestras tomadas en pozo,
los resultados de estas pruebas se relacionan en el cuadro 5.
Los Rw obtenidos a partir de las pruebas de laboratorio para el pozo CPO 16 Estratigrafico- 2 en la parte superior de la Formaci´on Une (dos primeros datos) muestran una buena correlaci´on con los Rw obtenidos a partir de los otros dos m´etodos para el mismo pozo, para las medidas reportadas en las zonas inferiores del yacimiento la resistividad del agua empieza a disminuir. La explicaci´on a esta diferencia se puede atribuir a las condiciones estructurales del yacimiento, ya que este no cuenta con un cierre estructural y la Formaci´on reservorio se encuentra aflorando, esto permite que aguas superficiales entren al yacimiento desplazando el agua connata, lo que permite que haya aguas con diferentes caracter´ısticas en el yacimiento. Por otra parte, los resultados de saturaciones obtenidos al utilizar el Rw de laboratorio de las zonas inferiores en el c´alculo (ecu. 4.21), no coincid´ıan con las saturaciones calculadas en laboratorio al n´ucleo del mismo pozo. Teniendo en cuenta las anteriores consideraciones se calibraron los datos de Rw teniendo en cuenta los m´etodos 1 y 2 y las pruebas de laboratorio de la parte superior de la Formaci´on Une como referencia.
Figura 35: Gr´afico de dispersi´on de Pickett resistividad total contra porosidad efectiva. Cuadro 5: Pruebas de laboratorio en agua de formaci´on del pozo CPO 16 Estratigrafico-2.
Los resultados obtenidos a partir de los dos primeros m´etodos se llevan a una temperatura de 90◦F y se promedian, esto se hace para cada pozo por separado, obteniendo un Rw final para cada pozo como se muestra en la tabla 6.
Cuadro 6: Valores finales de Rw por pozo para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar. Finalmente se calcula una curva de Rw en funci´on de la temperatura del pozo utilizando la ecuaci´on 4.27 (temperatura en ◦F) R2 = R1 T1 + 6,77 T2 + 6,77,
(4.27)
d´onde: R1 es el Rw final obtenido, T1 es la temperatura a la que fue tomada la R1 y R2 es la resistividad a una temperatura T2.
• C´alculo de Sw final Con los par´ametros a, m y n obtenidos anteriormente (1 −1,87 −1,64) respectivamente, la curva Rw calculada, la curva de φe final calculada, y el registro de resistividad profunda RT se calcula una curva de Sw utilizando la ecuaci´on de la segunda ley de Archie (4.21).
4.1.5.
Modelo de velocidad de propagaci´on del sonido e impedancia ac´ustica Para analizar la respuesta de la herramienta s´onica (DT ) en las arenitas bituminosas de la Formaci´on Une, teniendo en cuenta la saturaci´on de bitumen en las mismas, es necesario conocer la
saturaci´on de bitumen en cada punto de lectura del registro s´onico, as´ı se podr´a establecer la relaci´on entre la saturaci´on de bitumen y la velocidad de propagaci´on del sonido en las arenitas. Para este fin se genera un registro de impregnaci´on visual en tres pozos (CPO 16 Estratigr´afico-5, CPO 16 Estratigr´afico-6 y CPO 16 Estratigr´afico-7). Este registro se genera a partir de los n´ucleos de los pozos y tiene una resoluci´on vertical de 0,1f t. A cada punto en el registro se le asigna un valor de 1 a 7 solo n´umeros enteros, donde 1 significa que no hay impregnaci´on visual de bitumen y 7 la zona con mejor impregnaci´on visual de bitumen. Finalmente el registro de impregnaci´on visual es cargado con las dem´as curvas de registros el´ectricos y se le aplica una correcci´on en profundidad con ayuda del Gamma Ray Core para asegurar la correspondencia en profundidad de todas las curvas. El registro s´onico (DT ) mide el tiempo de propagaci´on de una onda sonora en la roca, en unidades de (µs/f t). Esta medida es el inverso de la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca. Por esto, a partir del registro (DT ) se calcula un nuevo registro de velocidad de propagaci´on del sonido en la roca (V ELP ) el cual tendra unidades de f t/s
V ELP = 1,000,000
DT
.
(4.28)
La impedancia ac´ustica es el producto entre la densidad de la roca y la velocidad de propagaci´on del sonido (ondas P) en la misma. Para calcular la impedancia ac´ustica en pozo se multiplica el registro de densidad (RHOB) con el registro de velocidad de propagaci´on del sonido en la roca (V ELP ) calculado anteriormente, y se obtiene la curva de impedancia ac´ustica (RHOV ).
En la figura 36 se muestra la curva de impregnaci´on visual llamada (Saturaci´on Shift) al lado de los dem´as registros el´ectricos para la Formaci´on Une. Tambi´en se muestran las curvas de velocidad de propagaci´on del sonido (V ELP ) y la curva de impedancia ac´ustica (RHOV ).
4.1.6.
Delimitaci´on de la zona reservorio El reservorio en una formaci´on es la roca que tiene las propiedades f´ısicas necesarias para almacenar hidrocarburo, en este caso se requiere que la roca sea porosa, y que el contenido de arcilla en la roca sea bajo, as´ı que para definir la roca reservorio en la Formaci´on Une se buscan las zonas dentro de esta formaci´on que cumplan con las siguientes propiedades:
Volumen de arcilla V SHFINAL < 0,25 Porosidad efectiva φe > 0,1
4.1.7.
Delimitaci´on de la zona de pay El pay es la roca que adem´as de ser reservorio tiene una saturaci´on de hidrocarburo importante. En este caso, la zona de pay se delimito de dos maneras:
Mediante el modelo de saturaci´on de agua, delimitando las zonas que adem´as de ser reservorio muestran Sw < 0,5, Mediante el modelo de velocidad de propagaci´on del sonido e impedancia ac´ustica, delimitando las zonas que adem´as de ser reservorio muestran de mayor impregnaci´on de bitumen por medio de la curva V ELP y RHOV .
Figura 36: Visualizaci´on de los registros el´ectricos del pozo CPO 16 Estratigr´afico-6, mostrando la curva de impregnaci´on visual creada a partir del n´ucleo.
4.2.
Modelo de inversi´on s´ısmica En este trabajo, se utilizaron 2 l´ıneas s´ısmicas, una en el sentido del rumbo de la estructura surestenoroeste (CPO16-10-01W l´ınea 1), y otra en el sentido del buzamiento de la estructura noreste (CPO16-10-14W l´ınea 2) (fig. 37).
Figura 37: Mapa geol´ogico del ´area de trabajo mostrando la ubicaci´on de los pozos y las l´ıneas s´ısmicas.
4.2.1.
Procesamiento de l´ıneas s´ısmicas Antes de empezar el proceso de inversi´on s´ısmica, se debe garantizar que los datos s´ısmicos de entrada sean adecuados para este tipo de trabajo. Es decir, que en el procesamiento de los datos s´ısmicos se hayan conservado las amplitudes reales de las reflexiones. En ocasiones se aplican procesos para mejorar la imagen s´ısmica, uno de estos procesos es el control de ganancia autom´atico (AGC). Este proceso, hace que los datos de salida tengan una se˜nal de amplitud controlada y por esto no se conserva la amplitud real de las reflexiones en los datos s´ısmicos.
La secuencia de procesamiento de las l´ıneas s´ısmicas recibidas inicialmente, que se encuentra descrita en el encabezado de texto de los archivos SGY, indicaba que se utiliz´o AGC en el procesamiento.
Por esto, las dos l´ıneas s´ısmicas fueron reprocesadas, garantizando que en este nuevo procesamiento no se aplicara AGC con el fin de conservar las amplitudes reales. La secuencia de procesamiento final aplicada a las l´ıneas s´ısmicas fue:
Recobro de amplitud verdadera Deconvoluci´on Atenuaci´on del ruido de la onda (Velocidad 100 −1000m/s frecuencia 3 −10Hz) Matar trazas Correcci´on de est´aticas de refracci´on Correcci´on de est´aticas residuales – correcci´on NMO Migraci´on Ensamble y apilado por CDP Filtro pasa-banda variable en tiempo 5 −10 −100 −110 (0 −3,4s) 10 −12 −40 −60 (2,4 −5,0s) SEGY de salida Como se puede ver en esta secuencia de procesamiento no se aplica AGC a los datos de salida. Esto, hace que la imagen s´ısmica resultante no sea la mejor pero garantiza que los datos de amplitud sean reales y se puedan usar para realizar una inversi´on s´ısmica de amplitudes.
4.2.2.
Inversi´on s´ısmica Para llevar a cabo el proceso de inversi´on s´ısmica se utiliz´o el software Hampson-Russell. El primer paso para realizar una inversi´on s´ısmica es correlacionar la informaci´on s´ısmica y la informaci´on de pozo. Es decir, garantizar que los datos s´ısmicos correspondan exactamente con los datos del pozo para la ubicaci´on del pozo. Esta correlaci´on, se realiza mediante la generaci´on de un sismograma sint´etico para el pozo y la correlaci´on de este con la traza s´ısmica m´as cercana a la ubicaci´on del pozo. Como el proceso de correlaci´on de los datos s´ısmicos y de pozo va de la mano con el proceso de extracci´on de la ond´ıcula se explicar´a como un solo paso.
Correlaci´on de pozos y s´ısmica y extracci´on de ond´ıculas El proceso de correlaci´on de pozos y s´ısmica, mediante registros el´ectricos, envuelve la correlaci´on entre los eventos de las trazas sint´eticas generadas a partir de los registros el´ectricos y los datos s´ısmicos. En este caso para correlacionar se utilizan los registros el´ectricos de densidad y s´onico, el registro s´onico se convierte a registro de velocidad en unidades de f t/s. Estos registros se multiplican para obtener un registro de impedancia ac´ustica (ecu. 3.3). Seguido a esto, se genera un perfil de reflectividad a partir de la impedancia ac´ustica del pozo (ecu.3.4), finalmente se hace pasar una ond´ıcula s´ısmica por este perfil de reflectividad mediante un proceso de convoluci´on, obteniendo as´ı una traza s´ısmica sint´etica. Como inicialmente no se conoce la ond´ıcula, esta se extrae estad´ısticamente a partir de los datos s´ısmicos (sec. 3.2.4).
En la figura 38 se muestra el proceso de amarre de un pozo utilizando una ond´ıcula extra´ıda a partir de la s´ısmica. La extracci´on de la ond´ıcula se realiza en una ventana de datos s´ısmicos cercana al pozo, y que tome la zona de inter´es para la inversi´on, tratando de excluir informaci´on ruidosa. La traza sint´etica (azul) debe correlacionarse con la traza real en la ubicaci´on del pozo (roja), para esto se mueve la traza sint´etica (hacia abajo en este caso) como lo muestra la flecha de color morado en la figura buscando la mejor correlaci´on entre las dos trazas. Cuando la correlaci´on entre la traza sint´etica y la real es aceptable, es decir se logra la mejor correlaci´on tratando de no hacer cambios muy fuertes en el registro de velocidad del pozo, se termina el proceso generando un nuevo registro de velocidad con las correcciones realizadas (fig. 39). Un valor aceptable para la correlaci´on entre la traza sint´etica y la traza real es mayor a 0.7, pero en los casos que no se pueda lograr este valor de correlaci´on, se utiliza el m´as cercano posible.
Figura 38: Proceso de amarre de un pozo con la informaci´on s´ısmica mediante la correlaci´on de un sismograma sint´etico con una traza s´ısmica real.
Figura 39: Pozo amarrado mediante la correlaci´on de un sismograma sint´etico con una traza s´ısmica real.
Al extraer la ond´ıcula estad´ısticamente, la fase de la misma se escoge arbitrariamente. Por esto, ahora que los registros se encuentran correlacionados con los datos s´ısmicos a partir de una ond´ıcula inicial, se extrae una nueva ond´ıcula, usando adem´as de la informaci´on s´ısmica los registros el´ectricos, con el fin de determinar la fase de la ond´ıcula (sec. 3.2.4). En la figura 40 se muestra la ond´ıcula extra´ıda a partir de los pozos CPO16 Estratigr´afico-6 y SA-16 y la l´ınea s´ısmica 2, y en la figura 41 se muestra un gr´afico de frecuencia de la ond´ıcula donde se determina que la fase promedio de esta ond´ıcula es -53 grados.
Figura 40: Ond´ıcula extra´ıda a partir de los pozos CPO 16 Estratigr´afico-6 y SA-16, previamente correlacionados con la l´ınea s´ısmica 2 mediante una ond´ıcula estad´ıstica. Figura 41: Gr´afico de frecuencia de la ond´ıcula extra´ıda mostrando una fase promedio de -53 grados. Como la nueva ond´ıcula generada tiene informaci´on de la fase, ya que para obtener esta se utiliz´o tanto la informaci´on de pozo como la informaci´on s´ısmica. Es necesario correlacionar los datos nuevamente, y as´ı se vuelve un proceso repetitivo hasta obtener la mejor correlaci´on y la mejor ond´ıcula a partir de los registros el´ectricos y la s´ısmica. En resumen el flujo de trabajo seria:
1. Extraer una ond´ıcula estad´ısticamente a partir de la s´ısmica utilizando una fase arbitraria para
esta “cero fase”
2. Correlacionar el sismograma sint´etico de cada pozo con la traza s´ısmica m´as cercana a la ubica-
ci´on del pozo
3. Extraer una nueva ond´ıcula usando todos los pozos correlacionados previamente y la informa-
ci´on s´ısmica, este paso generar´ıa una ond´ıcula con una fase definida a partir de los pozos
4. Correlacionar todos los pozos nuevamente
5. Repetir los pasos 3 y 4 hasta obtener una buena correlaci´on a partir de una ond´ıcula generada
utilizando la informaci´on s´ısmica y la informaci´on de pozo.
Creaci´on del modelo inicial Como la inversi´on se va a realizar para una l´ınea s´ısmica, el modelo inicial es un perfil de impedancias de bajas frecuencias generado a partir de los registros el´ectricos (previamente correlacionados con los datos s´ısmicos) y los horizontes interpretados. Este modelo de impedancia representa una estimaci´on inicial de la estructura de las velocidades en el subsuelo la cual se usa para construir la inversi´on, como este modelo se genera a partir de la informaci´on del subsuelo con la que se cuenta, se supone que es la mejor aproximaci´on a las condiciones reales del subsuelo y por esto es la base para realizar la inversi´on. El resultado final de la inversi´on es un perfil de impedancias que se desv´ıa lo menos posible del modelo inicial, pero al mismo tiempo modela los datos reales (trazas s´ısmicas) lo m´as cerca posible. En la figura 42 se presenta una gr´afica mostrando el modelo inicial, la escala de colores obedece a la variaci´on de impedancias a lo largo de la l´ınea s´ısmica. Inversi´on s´ısmica pos apilado Ahora que se ha creado el modelo inicial, se procede a invertir los datos s´ısmicos. Esto se hace en dos etapas:
1. Un an´alisis en las localizaciones de los pozos para optimizar los par´ametros de inversi´on:
la ond´ıcula que se va a usar para la inversi´on, limitar la zona objetivo para la inversi´on, definir el m´aximo cambio permitido a partir del modelo inicial, definir la resoluci´on vertical en ms de las curvas de impedancia generadas a partir de la inversi´on (ejemplo 2ms), definir el n´umero de iteraciones para calcular las curvas de impedancia invertidas, y definir el factor escalar que se aplica a cada traza para optimizar el amarre entre las trazas invertidas y los registros de pozo.
2. Utilizar los par´ametros definidos previamente para correr la inversi´on al volumen s´ısmico en-
tero.
An´alisis de inversi´on En la figura 43 se muestra un an´alisis para la localizaci´on del pozo CPO Estratigr´afico-6, donde la curva negra es la impedancia del modelo inicial, la curva azul es la impedancia calculada a partir de los registros de pozo y la curva roja es la impedancia generada a partir de la inversi´on s´ısmica. En este paso, se modifican los par´ametros hasta que el ajuste entre la curva invertida (roja) y la curva calculada a partir de los registros (azul) tengan la mejor correlaci´on posible. En la figura 44 se muestra el promedio de la diferencia entre la impedancia del pozo y la impedancia generada a partir de la inversi´on (error RMS).
Figura 42: Modelo inicial para la l´ınea s´ısmica 2 generado a partir de los pozos CPO 16 Estratigr´afico-6 Y SA-16 y los horizontes Une y Pz.
Figura 43: An´alisis de inversi´on para la ubicaci´on del pozo CPO Estratigr´afico-6. Figura 44: Error entre el registro de impedancia original y el registro de impedancia resultante de la inversi´on.
Inversi´on s´ısmica Una vez se determinan los par´ametros de inversi´on que mejor resultado generan, estos mismos par´ametros se aplican a todo el volumen s´ısmico:
la ond´ıcula que se va a usar para la inversi´on es la ´ultima ond´ıcula que se obtuvo a partir de los pozos y la l´ınea s´ısmica, y con la que se gener´o el ´ultimo sismograma sint´etico para la correlaci´on final entre los pozos y la l´ınea s´ısmica, los l´ımites de la zona objetivo para la inversi´on son dos horizontes s´ımicos m´as un rango de tiempo, el l´ımite superior es el horizonte de la Formaci´on Une menos 50ms y el l´ımite inferior es el horizonte del basamento mas 50ms,
el m´aximo cambio permitido a partir de la curva de impedancia del modelo inicial es: valores por debajo de la curva inicial 20% y valores por encima de la curva inicial 10%, la resoluci´on vertical en ms de las curvas de impedancia generadas a partir de la inversi´on es 2ms, el n´umero de iteraciones para calcular las curvas de impedancia invertidas son 100, y el factor escalar que se aplica a cada traza para optimizar el amarre entre las trazas invertidas y los registros de pozo es de 0.62 y se aplica globalmente.
En la figura 45 se muestra el resultado de la inversi´on final para la l´ınea 2, los colores muestran los cambios de impedancia, y el modelo solo es v´alido para zona de inter´es Formaci´on Une. Delimitaci´on areal de la zona de pay Una vez realizadas las inversiones de las dos l´ıneas s´ısmicas, y con la informaci´on suministrada por el trabajo previo de petrof´ısica, donde se encontraron los rangos de impedancias para las zonas con buenas saturaciones de bitumen, se busca una escala de colores adecuada para delimitar estas zonas y conocer la distribuci´on en el subsuelo de las mismas.
Figura 45: Inversi´on final de la l´ınea 2 controlada por los pozos CPO 16 Estratigr´afico-6 Y SA-16 v´alida para la Formaci´on Une.
Cap´ıtulo 5
AN ´ALISIS Y PRESENTACI ´ON DE
RESULTADOS
5.1.
Modelo petrof´ısico La finalidad de un modelo petrof´ısico es resumir las propiedades f´ısicas del reservorio, en este caso: arcillosidad, porosidad, y saturaci´on de fluidos en el espacio poroso.
Cada modelo petrof´ısico depende del tipo de yacimiento donde se aplique, es decir, dependiendo de las condiciones del yacimiento se debe escoger el m´etodo apropiado para obtener estas propiedades. En este caso, las arenitas bituminosas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar se agrupan dentro de los yacimientos petrol´ıferos no convencionales, y por lo mismo su evaluaci´on petrof´ısica presenta variaciones con respecto a un yacimiento convencional. El problema m´as grande que se abord´o en este trabajo fue el c´alculo de saturaci´on de fluidos; para determinar esta propiedad fue necesario combinar el c´alculo de saturaci´on de agua convencional, mediante la ecuaci´on de Archie con la identificaci´on de zonas petrol´ıferas, mediante la respuesta del registro s´onico y la impedancia ac´ustica.
5.1.1.
C´alculo de saturaci´on de fluidos mediante la ecuaci´on de Archie La ecuaci´on para el c´alculo de Sw de Archie (ecu. 4.21), se hizo para evaluar la saturaci´on de agua (Sw) en yacimientos convencionales y con cantidades muy bajas de arcilla en el reservorio, al obtener la Sw se puede conocer tambi´en la saturaci´on de hidrocarburo (Sh), ya que se supone que el espacio poroso se encuentra saturado por dos fluidos agua e hidrocarburo, por lo tanto la Sh = 1 −Sw. En el caso de R´ıo G¨uejar, la resistividad de la formaci´on (RT ), y la resistividad del agua de formaci´on (Rw) presentaban valores por encima de lo convencional, estas dos variables se utilizan en la ecuaci´on de Archie.
La RT presenta valores, mayores a 2000ohm∗m en las zonas menos resistivas de la Formaci´on Une. Esto se puede explicar de la siguiente manera: en un yacimiento convencional con alta mojabilidad al agua, una pel´ıcula de agua se encuentra recubriendo todos los granos de la roca, esta pel´ıcula, permite el paso de una corriente el´ectrica (fig. 46a). Aunque el camino que tendr´ıa que recorrer una l´ınea el´ectrica es tortuoso debido al empaquetamiento de los granos en la roca, este es contin´uo ya que los granos se encuentran conectados en alg´un punto unos con otros. En un yacimiento no
convencional de crudo extrapesado, como es el caso de estudio, la mojabilidad puede variar haciendo que el yacimiento tenga alta mojabilidad al aceite, en este caso la pel´ıcula que recubre los granos de la roca es de aceite y el agua se encuentra distribuida en el espacio poroso (fig. 46b). En este caso, el camino que tendr´ıa que recorrer una corriente el´ectrica para pasar a trav´es de la roca ser´ıa m´as discontinuo lo que generar´ıa variaciones en la resistividad de la misma (Anderson, 1986), en este caso un aumento significativo.
Figura 46: L´ıneas el´ectricas en a) yacimientos con alta mojabilidad al agua y b) alta mojabilidad al aceite.
La (Rw) de igual forma presenta valores muy altos por el orden de 90ohm ∗m a 90◦F. Esto se puede explicar porque la roca reservorio se encuentra aflorando en el ca˜n´on del R´ıo G¨uejar, lo que permite el ingreso de aguas superficiales con bajo contenido de sales disueltas, propiciando que la (Rw) sea alta y ademas generando variaciones importantes de esta a lo largo del yacimiento (fig. 47). Esta variaci´on en la resistividad del agua puede inducir errores en el c´alculo de la saturaci´on de agua utilizando la ecuaci´on de Archie.
Figura 47: Perfil del yacimiento de Arenas Bituminosas en R´ıo G¨uejar, mostrando el ingreso de aguas superficiales al yacimiento y la variaci´on de la resistividad del agua en el yacimiento.
Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, el modelo se valid´o y ajust´o con la informaci´on de n´ucleos para garantizar que las saturaciones de fluidos finales sean lo m´as cercano posible a la realidad del yacimiento. La zonas con mayores Sh que se obtienen a partir de la ecuaci´on de Archie, deben corresponder con las zonas que visualmente presentan mayor saturaci´on en los n´ucleos, esta comparaci´on se presenta gr´aficamente en el anexo E. Las caracter´ısticas texturales de la roca en R´ıo G¨uejar hacen que haya una intercalaci´on de zonas de mayor y menor saturaci´on de hidrocarburo, estos cambios en el yacimiento se dan cada pocos cent´ımetros en la vertical, en su mayor´ıa los cambios se dan en intervalos menores a 20cm aproximadamente (fig. 48). Por otra parte, La resoluci´on vertical de la herramienta de resistividad es de aproximadamente 60cm a 90cm (Serra et al., 1984). Teniendo en cuenta esto, la resoluci´on vertical de la herramienta no es la suficiente para evaluar a detalle el yacimiento. La medida de resistividad indicar´a entonces un promedio de la resistividad en una zona de m´as o menos 60cm a 90cm, como el c´alculo de la Sw se hace a partir de esta medida, la Sw que se obtiene es un promedio en un zona de 60cm a 90cm de espesor vertical y posiblemente este promedio no alcance a entrar en la zona de pay delimitada a partir de este modelo (fig. 49). Figura 48: Variaci´on vertical en la saturaci´on de bitumen dentro de la Formaci´on Une.
Figura 49: Representatividad de la medida de resistividad y la curva de Sw teniendo en cuenta la resoluci´on vertical de la herramienta de resistividad y las variaciones de saturaci´on de bitumen en una zona petrol´ıfera de la Formaci´on Une.
Figura 50: Gr´afico de dispersi´on de saturaci´on de agua contra porosidad coloreado por la impregnaci´on visual de bitumen solo para los valores de impregnaci´on de bitumen 4,5,6 y 7.
Resultados para la Formaci´on Une El modelo petrof´ısico utilizando la curva de Sw para identificar las zonas petrol´ıferas, se presenta gr´aficamente para cada pozo en el anexo B. La figura 51 muestra un ejemplo para el pozo CPO 16 Estratigrafico-7, en el recuadro rojo con transparencia se enmarca la zona con saturaci´on visual de bitumen importante para este pozo, esta zona tiene principalmente valores de saturaci´on visual de 4 a 7, dentro del mismo recuadro se puede observar una bandera roja al lado izquierdo de la curva de saturaci´on visual, esta bandera, muestra las zonas petrol´ıferas encontradas por el modelo de saturaci´on de agua. Estas zonas corresponden con las zonas de mayor saturaci´on visual en el n´ucleo, valores 7 y 6 principalmente. Pero aun as´ı, este modelo marca como zonas no petrol´ıferas muchas zonas con saturaci´on visual buena, la mayor´ıa con valores 4 y 5 como se muestra en el gr´afico de dispersi´on (fig. 50), esto se puede explicar de la siguiente manera: las zonas con valores de saturaci´on visual de 4 y 5 muestran intercalaciones de rocas con alta matriz arcillosa y rocas limpias, la saturaci´on de hidrocarburo se concentra en las zonas limpias. Al momento de cuantificar se promedia la saturaci´on en todo el intervalo contando las zonas arcillosas y las zonas limpias, este promedio hace que estas zonas tengan saturaciones menores al 50% y por esta raz´on no pasan como pay (fig. 49). Cada track en el encabezado de la figura 51 tiene un t´ıtulo indicando la utilidad principal de las curvas que se presentan en ´el.
Topes: Muestra los topes de las formaciones perforadas por el pozo.
Calidad de Hueco: En este track se presentan las curvas caliper (CALI), tama˜no de la broca (BIT ) y la correcci´on del registro densidad (DRHO). La curva CALI se grafica junto con la curva BIT en la misma escala y se aplica un relleno de color entre las dos curvas, cuando el relleno es amarillo indica la formaci´on de torta de lodo en la pared del pozo, cuando es azul indica a cavernas en la pared del pozo. La curva DRHO indica la correcci´on que se le aplic´o a la medida de densidad por efecto de la torta de lodo o irregularidades en el hueco, a esta curva se le aplica un relleno de color mostrando en verde las correcciones positivas y en rojo las correcciones negativas. En general este track da informaci´on acerca de la calidad del hueco, y sirve para definir donde las lecturas de las herramientas pueden presentar errores. MD: En este track se presenta la profundidad del pozo medida desde el datum (KB) y en direcci´on del recorrido del pozo.
Resultados: En este track se presentan las banderas de la zona reservorio y la zona pay, amarilla y roja, respectivamente.
Modelo de arcillosidad Modelo de porosidad: En este track se presentan las curvas de contenido de arcilla (V SHFINAL), que se obtuvo a partir del modelo de arcillosidad, y de porosidad (P HIFINAL), que se obtuvo a partir del modelo de porosidad. Las dos curvas se presentan en la misma escala de 0 a 1, con el fin de mostrar gr´aficamente un resumen de las propiedades petrof´ısicas de la roca, tambi´en se aplican rellenos de color a las curvas con el fin de facilitar la interpretaci´on. El relleno de color que se le aplica a la curva V SHFINAL muestra las zonas de arenas limpias (amarillas) y las zonas arcillosas (marrones) y sobre este se le aplica un relleno blanco a la curva de porosidad mostrando el espacio poroso de la roca en cada punto. Tambi´en, se presentan los datos de porosidad de n´ucleo obtenidos en laboratorio, estos, se presentan en la misma escala que la curva de porosidad para facilitar su comparaci´on. Litolog´ıa: En este track se presentan las curvas rayos gamma (GR) y SP . A la curva GR se le aplica un relleno de color mostrando las zonas de arenas limpias de color amarillo y las zonas arcillosas de color marr´on.
Porosidad: En este track se presentan las curvas densidad (RHOB), porosidad neutr´on (NP HI) y s´onico (DT ). Estas tres curvas son las tres principales mediciones que se utilizan para calcular
Figura 51: Modelo petrof´ısico para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-7 presentado gr´aficamente, comparando las zonas con alta impregnaci´on visual de bitumen con las zonas petrol´ıferas encontradas por el modelo de saturaci´on de agua.
la porosidad, como se explic´o en la seccion 4.1, las curvas RHOB y NP HI se presentan en escala equivalente de matriz arena, y se les aplica un relleno amarillo para identificar zonas con gas. Pef: En este track se presenta ´unicamente la curva de factor foto el´ectrico (P EF) que es un buen indicador de litolog´ıa.
Resistividad: En este track se presentan las curvas de resistividad profunda (RT ), resistividad media (MR), resistividad somera (RS) y micro resistividad (RXOZ) en escala logar´ıtmica. A partir de estas curvas se determina el tipo de fluidos que se encuentran rellenando el espacio poroso de la roca.
Bitumen: Hay dos tracks con este nombre, el primero de izquierda a derecha muestra las curvas de porosidad final calculada a partir de los registros de neutr´on y densidad (P HIFINAL) y la porosidad total del registro de resonancia magn´etica nuclear (P HIT NMR). El relleno entre estas curvas indica el contenido de bitumen en la formaci´on, el segundo track muestra la diferencia entre P HIFINAL y P HIT NMR expresada en fracci´on de porosidad final P HIFINAL. El registro P HIT NMR mide la porosidad a partir de los fluidos en la roca, como el bitumen no se comporta como un fluido debido a su alta viscosidad, la fracci´on porosa ocupada por el bitumen no ser´ıa le´ıda por esta herramienta como espacio poroso. Por esto, la diferencia entre las dos porosidades, se le atribuye al bitumen hospedado en el espacio poroso de la roca. En el primer track esta diferencia se muestra con un relleno de color verde entre las dos curvas, y en el segundo track se calcula una curva restando P HIT NMR a P HIFINAL, y el resultado se divide en P HIFINAL, esta curva se rellena de color verde mostrando la saturaci´on de bitumen del espacio poroso, tambi´en se muestran los datos de saturaci´on de petr´oleo medidos a muestras de n´ucleo en laboratorio.
Impregnaci´on visual: En este track se muestra la curva de saturaci´on visual generada a partir de una revisi´on de los n´ucleos en la litoteca, esta curva se gener´o con un intervalo de muestreo de 0,1f t, y se correlacion´o a los registros gracias al Core Gamma tomado al n´ucleo. La curva presenta valores de 1 a 7, donde 1 significa que no tiene saturaci´on visual, y 7 es la mayor saturaci´on visual, la curva tiene un relleno de color mostrando en rojo las zonas con mayor impregnaci´on visual de hidrocarburo.
Modelo de Sw Archie: En este track se presenta la curva de saturaci´on de agua (Sw) que se obtuvo a partir del modelo de saturaci´on de agua. A esta curva se le aplica un relleno de color mostrando en verde el hidrocarburo y en azul el agua. Tambi´en se presentan los datos de saturaci´on tanto de agua (azul) como de petr´oleo (verde) obtenidos en laboratorio a partir de muestras de n´ucleo.
En la tabla 7 se presentan cuantitativamente los resultados obtenidos para la zona reservorio y la zona pay en la Formaci´on Une para cada pozo. Para el pozo CPO 16 Estratigrafico-8 no fue posible generar el modelo de saturaci´on de agua ya que las herramientas de resistividad no registraron valores de resistividad mayores a 2000ohm ∗m y cuando la resistividad de la formaci´on ten´ıa un valor mayor la herramienta registraba un valor continuo de 2000ohm ∗m (ver anexo B pozo Estratigrafico-8); por esto no se presentan resultados de la zona de pay para este pozo.
Cuadro 7: Resultados obtenidos de la zona reservorio y pay por pozo para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar a partir del modelo de saturaci´on de agua.
5.1.2.
Identificaci´on de zonas petrol´ıferas mediante la respuesta del registro s´onico y la impedancia ac´ustica Perez et al. (2013) identificaron que la velocidad de propagaci´on del sonido en las arenitas bituminosas de R´ıo G¨uejar era baja, comparando ´esta con arenitas de porosidades similares en otros yacimientos. Revisando m´as detalladamente este comportamiento, se encontr´o que las velocidades m´as bajas estaban asociadas a las zonas con mayores contenidos de bitumen. Por este motivo se plante´o que la respuesta del registro s´onico permitir´ıa identificar las zonas petrol´ıferas, adem´as permitir´ıa extrapolar estas zonas petrol´ıferas a la informaci´on s´ısmica, mediante una inversi´on s´ısmica de amplitudes. Con el objetivo de entender el comportamiento de la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca, teniendo en cuenta la saturaci´on de bitumen en la misma, se gener´o una curva se saturaci´on visual de hidrocarburo para tres pozos CPO 16 Estratigrafico-5, CPO 16 Estratigrafico-6 y CPO 16 Estratigrafico-7. Esta curva se gener´o a partir de los n´ucleos de cada pozo, y presenta valores de 1 a 7 enteros, donde 1 significa que no hay impregnaci´on visual de hidrocarburo, y 7 significa la mayor impregnaci´on visual de hidrocarburo (fig. 52). El pozo CPO 16 Estratigr´afico-1, aunque no se le gener´o curva, se utiliz´o, ya que este presenta baja saturaci´on visual en toda la columna. Figura 52: Impregnaci´on visual de hidrocarburo a partir de los n´ucleos. La impedancia ac´ustica (Z) es la multiplicaci´on entre la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca y la densidad de la misma (ecu. 3.3). En Rio G¨uejar, cuando las arenitas presentan una saturaci´on visual de hidrocarburo importante (valores entre 4 a 5 en la curva de saturaci´on visual), los valores de velocidad de propagaci´on del sonido son menores. Com´unmente los cambios en la velocidad de propagaci´on del sonido en las rocas se atribuyen a cambios de porosidad, en el caso de estudio, la roca presenta en promedio porosidades de entre 15% a 25%. En general, la roca presenta intercalaciones de zonas con bajo contenido de matriz arcillosa y zonas con alto contenido de matriz arcillosa, esta matriz arcillosa tiene el efecto de disminuir la porosidad en la roca, pero adem´as de esto no permite la acumulaci´on de hidrocarburos ya que ocupa la mayor´ıa del espacio poroso. En la figura 53 se presentan los datos en un gr´afico de dispersi´on estilo matriz de velocidad de propagaci´on del sonido (V ELP ) contra porosidad (P HIEFINAL). Los datos adem´as se colorean de acuerdo a la curva de saturaci´on visual. En este grafico se nota claramente que el principal factor que afecta
la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca es su saturaci´on de hidrocarburo, rocas con porosidades similares presentan velocidades de propagaci´on del sonido diferentes, dependiendo de la saturaci´on visual de hidrocarburo que presenten. La mayor´ıa de las rocas con mayor saturaci´on visual de hidrocarburo (7,6,5 y 4), presentan velocidades de propagaci´on del sonido bajas (izquierda de la l´ınea azul), mientras que la mayor´ıa de las rocas con baja saturaci´on visual de hidrocarburo (3,2 y 1), presentan velocidades de propagaci´on del sonido m´as altas (derecha de la l´ınea azul). Esto se puede explicar porque la roca esta almacenando hidrocarburo extrapesado (bitumen), el cual presenta caracter´ısticas pl´asticas lo que genera la disminuci´on de la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca. En la figura 54, se presentan dos histogramas mostrando: en la parte superior las velocidades de propagaci´on del sonido en las rocas con saturaciones de hidrocarburo altas, valores de 4 a 7 en la curva de saturaci´on visual, y en la parte inferior las rocas con saturaciones de hidrocarburo bajas, valores de 1 a 3. Estos histogramas muestran claramente que las rocas con mayores saturaciones de hidrocarburo presentan menores velocidades de propagaci´on del sonido que las que tienen menores saturaciones de hidrocarburo, y por lo tanto es posible diferenciarlas mediante este registro. Por otra parte la densidad de la roca es similar para todo el reservorio, y no presenta cambios significativos por el tipo de fluidos en la misma, ya que tanto el agua como el hidrocarburo extrapesado presentan densidades similares cercanas a 1gr/cm3, por lo tanto la impedancia ac´ustica de la roca deber´ıa presentar la misma tendencia, como se puede verificar en las figuras 55 y 56. Ya que, tanto la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca, como la impedancia ac´ustica, muestran la misma tendencia, se utiliz´o finalmente la impedancia ac´ustica para diferenciar las zonas petrol´ıferas mediante el registro s´onico, adem´as porque a partir de esta se correlacion´o la informaci´on de pozo con la informaci´on s´ısmica mediante una inversi´on s´ısmica de amplitudes.
Aunque por medio de la impedancia ac´ustica se pueden identificar las zonas con alto contenido de hidrocarburo extrapesado en Rio G¨uejar, esta identificaci´on tiene ciertas limitaciones: las caracter´ısticas texturales de la roca en Rio G¨uejar hacen que haya una intercalaci´on de zonas de mayor y menor saturaci´on de hidrocarburo, estos cambios en el yacimiento se dan cada pocos cent´ımetros en la vertical, en su mayor´ıa los cambios se dan en intervalos menores a 20cm aproximadamente (fig. 48). Por otra parte, la resoluci´on vertical de la herramienta s´onica es de 60cm aproximadamente. Teniendo esto en cuenta esto, la resoluci´on vertical de la herramienta no es la suficiente para evaluar a detalle el yacimiento, pero si logra distinguir entre zonas petrol´ıferas y no petrol´ıferas, y en los intervalos petrol´ıferos continuos muestra valores de impedancia ac´ustica menores, y a medida que la roca reservorio se encuentra m´as enterrada, la compactaci´on de la misma es mayor, lo que a su vez afecta la medida del registro s´onico. En estas rocas, la velocidad de propagaci´on del sonido es mayor, como se puede apreciar en el pozo CPO 16 Estratigrafico-2 el cual fue perforado estructuralmente m´as profundo. Esto se ve cuando el reservorio se encuentra a profundidades mayores a 1500f t (ver anexo H pozo CPO 16 Estratigrafico-2). Teniendo en cuenta estas limitaciones, la impedancia ac´ustica puede distinguir la zona petrol´ıfera de la no petrol´ıfera para profundidades de yacimiento menores a 1500f t, y las zonas con saturaci´on de petr´oleo continuas mayores a 60cm presentaran valores menores de impedancia ac´ustica. Resultados para la Formaci´on Une Para obtener las zonas petrol´ıferas a partir de la impedancia ac´ustica se defini´o un valor de corte, este valor separa las zonas con buena saturaci´on visual, valores de 4 a 7 y pobre saturaci´on visual, valores de 1 a 3. El punto de corte se escogi´o mediante el histograma de la figura 56 y fue el percentil
Figura 53: Gr´afico de dispersi´on estilo matriz de velocidad de propagaci´on del sonido contra porosidad coloreado por la impregnaci´on visual de bitumen.
Figura 54: Histograma de velocidad de propagaci´on del sonido separando los datos por la impregnaci´on visual de bitumen.
Figura 55: Gr´afico de dispersi´on estilo matriz de impedancia ac´ustica contra porosidad coloreado por la impregnaci´on visual de bitumen.
Figura 56: Histograma de impedancia ac´ustica separando los datos por la impregnaci´on visual de bitumen.
10 del histograma inferior (19000f tgr/scm3), este punto de corte garantiza que menos del 75% de los datos con buena impregnaci´on de bitumen tienen un valor igual o inferior a este valor, mientras que solo un 10% de los datos con pobre saturaci´on visual de bitumen muestran valores iguales o inferiores a este valor.
El modelo se presenta gr´aficamente mediante una correlaci´on en el anexo G. En la figura 57 se muestra un ejemplo para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-7. La bandera roja en el tercer track muestra las zonas petrol´ıferas, el modelo delimita las zonas con saturaci´on de bitumen alta (7, 6, 5, 4) como se puede observar en el recuadro con transparencia roja, pero tambi´en muestra como pay zonas con impregnaciones de bitumen bajas como se puede observar en el recuadro con transparencia amarilla.
5.1.3.
Procedimiento final para definir la zona petrol´ıfera y su saturaci´on de hidrocarburo Con base en los resultados obtenidos al calcular la saturaci´on de agua mediante la ecuaci´on de Archie, e identificar las zonas petrol´ıferas por medio de la impedancia ac´ustica se pudo determinar que:
el modelo de Sw identifica como pay todas las zonas con mayor saturaci´on visual, valores de 7 y 6, pero en algunos casos no identifica como pay las zonas con saturaciones visuales de 4 y 5, y el modelo de impedancia ac´ustica (Z) identifica como pay la mayor´ıa de las zonas con valores de saturaci´on visual altos 4, 5, 6 y 7, pero no logra diferenciar entre estos valores. Este modelo solo funciona para rocas reservorio con profundidades de enterramiento menores a 1500f t.
Figura 57: Modelo petrof´ısico para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-7 presentado gr´aficamente, comparando las zonas con alta impregnaci´on visual de bitumen con las zonas petrol´ıferas encontradas por el modelo de impedancia ac´ustica.
Por lo anterior se combinaron los resultados de los dos modelos para obtener una curva de pay que incluyera todas las zonas que presentaban una saturaci´on visual alta (valores 4, 5, 6 y 7). El procedimiento para combinar los resultados fue el siguiente:
1. Las banderas de pay a partir de los dos modelos tienen un valor de 1, donde presentan la zona
de pay, y un valor de 0 donde no hay pay, se cambia este valor de 1 por un valor de 2 a la bandera de pay a partir del modelo de saturaci´on de agua Sw.
2. Unir las curvas de pay a partir del modelo de saturaci´on de agua Sw con la curva de pay a
partir del modelo de impedancia ac´ustica aplicando la siguiente condici´on: donde el valor de la bandera del modelo de Sw sea 2, deje 2, y donde el valor de la bandera del modelo de Sw sea 0 deje el valor de la bandera de pay del modelo de impedancia ac´ustica. Esta bandera creada ser´a la bandera de pay final y representar´a las zonas de impregnaci´on visual m´as alta 7 y 6 con un valor de 2, y las zonas con impregnaciones visuales de 5 y 4 con un valor de 1
3. Buscar la zona donde coincida el aumento de resistividad de la formaci´on con el inicio de una
zona de pay continua en la parte superior de la Formaci´on Une. De esta zona hacia abajo dejar 0 en el valor de la curva de pay para cada pozo. Esto con el fin de eliminar zonas frontera donde el modelo de impedancia ac´ustica ve pay, pero en realidad no hay.
Los resultados finales se presentan gr´aficamente para cada pozo en el anexo H, en la figua 58, se muestra un ejemplo para el pozo Estratigr´afico-5. Las propiedades finales para cada pozo se presentan en la tabla 8.
Figura 58: Modelo petrof´ısico final para el pozo CPO 16 Estratigr´afico-5 presentado gr´aficamente.
Cuadro 8: Resultados finales obtenidos de la zona reservorio y pay por pozo para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar.
5.2.
Inversi´on s´ısmica La zona saturada con hidrocarburo pesado en la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar presenta una impedancia ac´ustica caracter´ıstica, lo cual permite diferenciarla de las zonas sin saturaci´on de hidrocarburo como se muestra en la secci´on 5.1. Mediante un proceso de inversi´on s´ısmica, se gener´o un perfil de impedancias ac´usticas para dos l´ıneas s´ısmicas, esto con el fin de delimitar el ´area de extensi´on del yacimiento en superficie, y poder cuantificar el hidrocarburo presente en el yacimiento. Cuando se realiza una inversi´on s´ısmica hay muchos factores que pueden afectar el resultado final de la misma, dando lugar a errores.
Al realizar el ajuste en profundidad de los pozos y la correlaci´on con la informaci´on s´ısmica, es necesario conocer la ond´ıcula que gener´o las trazas s´ısmicas reales. Como la ond´ıcula no se conoce inicialmente, se realiza un proceso repetitivo, que finalmente permite correlacionar los pozos con la s´ısmica y obtener la ond´ıcula de la manera m´as aproximada y ajustada posible. Sin embargo, al realizar este proceso la velocidad medida en pozo es modificada con el fin de correlacionar el pozo en profundidad, si estas modificaciones son excesivas, la informaci´on inicial no es confiable y generar´ıa errores en el resultado final. En la figura 59 se presenta el gr´afico de la correlaci´on final entre la traza sint´etica y la traza real m´as cercana al pozo. Esta gr´afica muestra el mejor amarre que se obtuvo, el cual se logr´o garantizando que el dato inicial no sufriera modificaciones exageradas. Como se puede observar el promedio de la correlaci´on para las dos l´ıneas s´ısmicas es de 0,75 aproximadamente, el cual es un valor aceptable para seguir con el proceso.
Figura 59: Correlaci´on final entre la traza sint´etica y la traza real para la l´ınea s´ısmica 1 y la l´ınea s´ısmica 2.
La cercan´ıa de los pozos a la informaci´on s´ısmica es otro factor importante en la inversi´on. En teor´ıa, el pozo deber´ıa estar sobre la l´ınea s´ısmica para garantizar que tanto el pozo como la s´ısmica, muestren informaci´on de la misma zona. En este caso, la inversi´on se trabaj´o sobre dos l´ıneas s´ısmicas y los pozos no pasan exactamente sobre las l´ıneas s´ısmicas, para minimizar este error se trabaj´o con las l´ıneas que pasaban m´as cerca a los pozos, la mayor´ıa a menos de 50m, sin embargo el pozo CPO 16 Estratigrafico-5 estaba a 180m de la traza m´as cercana.
El modelo inicial que es la base para la inversi´on, se genera a partir de los pozos y los horizontes picados en la s´ısmica, mientras se cuente con mayor informaci´on de pozos, mejor resultar´a el modelo inicial y por lo mismo m´as ajustada ser´a la inversi´on. En este caso se cont´o con 4 pozos para la l´ınea 1 con una longitud de 16 Km aproximadamente, y 2 pozos para la l´ınea 2 con una longitud de 5 Km aproximadamente.
Antes de realizar la inversi´on s´ısmica se lleva a cabo un an´alisis para determinar los par´ametros que se van a utilizar, estos se presentan en la secci´on 4.2.2. Este proceso se realiza generando una inversi´on s´ısmica en la ubicaci´on de cada pozo y buscando el error m´ınimo entre la impedancia ac´ustica del pozo y la impedancia ac´ustica generada mediante la inversi´on s´ısmica. En la figura 60, se muestra la correlaci´on final que se obtuvo utilizando los par´ametros definidos, esta fue de 0,74 aproximadamente, el cual es un valor aceptable para el proceso de inversi´on. Figura 60: Correlaci´on entre la traza sint´etica generada a partir de la inversi´on y la traza real para la ubicaci´on de los pozos, para las l´ıneas s´ısmicas 1 y 2.
Finalmente se realiza la inversi´on s´ısmica de cada l´ınea. Mediante un gr´afico de dispersi´on se muestra la desviaci´on de los datos invertidos contra los datos reales, los datos invertidos para la l´ınea 1 muestran valores un poco por encima de los reales, la l´ınea 2 presenta un poco m´as de ajuste pero tambi´en tiene m´as datos. El ajuste es el mejor que se obtuvo, tratando de no alterar los datos iniciales tanto, que perdiera validez el dato. En general la correlaci´on por encima de 0.7 se considera aceptable, y la inversi´on se considera valida.
5.2.1.
Resultados de la inversi´on s´ısmica En la figura 62 se presenta la inversi´on s´ımica para la l´ınea 2. La distribuci´on de valores de impedancia ac´ustica se muestra mediante una escala de colores en el extremo derecho de la imagen, la
Figura 61: Gr´afico de dispersi´on de impedancia original contra impedancia invertida. inversi´on s´ısmica se llev´o a cabo utilizando dos pozos CPO 16 Estratigrafico-6 Y SA-16, y s´olo es v´alida para el intervalo limitado por los dos horizontes que se muestran en la gr´afica Une y Pz. De igual forma en la figura 63 se presenta la inversi´on s´ısmica para la l´ınea 1, la cual se realiz´o utilizando los pozos CPO 16 Estratigrafico-7, CPO16 Estratigrafico-6, CPO16 Estratigrafico-5 y SA-9a. En cada gr´afica se distingue una zona de impedancias menores hacia el tope de la Formaci´on Une, esta zona de impedancias menores se extiende lateralmente hasta cierto punto, en el caso de la l´ınea 2 se extiende desde el oeste del pozo CPO16 Estratigrafico-6, hasta un punto entre los pozos CPO16 Estratigrafico-6 Y SA-16 hacia el este, esta zona corresponder´ıa a la zona con mayores probabilidades de presentar alto contenido de hidrocarburo pesado. De igual forma en la l´ınea 1 esta zona se extiende desde el norte en un punto entre el pozo SA-9a y el pozo CPO16 Estratigrafico-5, cercano al pozo CPO16 Estatigrafico-5, hasta el final de la l´ınea s´ısmica al sur.
Como se estableci´o en el modelo petrof´ısico, las zonas con impedancias ac´usticas de valores menores a 19,000f tgr/scm3 tienen mayor probabilidad de presentar altos contenidos de hidrocarburo pesado, por esto se utiliz´o una escala de colores que mostrara solamente las zonas con impedancias ac´usticas de 19,000f tgr/scm3 o inferiores a este valor de un color amarillo y las zonas con impedancias superiores a ese valor de un color negro. En la figura 64 se muestra el resultado para la l´ınea 2 y en el mapa de ubicaci´on se limita entre dos l´ıneas amarillas la zona, donde se presentan las mejores probabilidades de tener altos contenidos de bitumen. De igual forma se presenta la l´ınea 1 (fig. 65). Para el caso de la l´ınea 2, la zona con mejores probabilidades de tener altos contenidos de bitumen tiene una extensi´on de 950m en superficie. Para el caso de la l´ınea 1 la zona con mejores probabilidades de tener altos contenidos de bitumen tiene una extensi´on en superficie de 8,750m. En la figura 66
se puede observar el ´area en superficie (recuadro negro) delimitada a partir del modelo de inversi´on s´ısmica.
Figura 62: L´ınea s´ısmica 2 invertida mostrando la distribuci´on de impedancias ac´usticas mediante una escala de colores.
Figura 63: L´ınea s´ısmica 1 invertida mostrando la distribuci´on de impedancias ac´usticas mediante una escala de colores.
Figura 64: L´ınea s´ısmica 2 invertida diferenciando las zonas con mejores probabilidades de encontrar altos contenidos de bitumen amarillo.
Figura 65: L´ınea s´ısmica 1 invertida diferenciando las zonas con mejores probabilidades de encontrar altos contenidos de bitumen amarillo.
Figura 66: ´Area en superficie con mejores probabilidades de contener altas saturaciones de bitumen seg´un el modelo de inversi´on s´ısmica.
5.3.
C´alculo de recursos Con el fin de realizar el c´alculo probabil´ıstico del “Original Oil in Place OOIP” se aplica la Ecuaci´on 1 en el programa “Crystall Ball”. A cada variable se le dieron valores de distribuci´on. Para explicar c´omo se define el ´area y el espesor final del yacimiento se presenta las figuras 67 y 68. En la figura 67 se muestra un ejemplo donde un prisma rectangular se presenta como un estrato de roca horizontal el cual representa el yacimiento, y a este lo perfora un pozo vertical. El volumen de este yacimiento se obtiene multiplicando el ancho (1000m) largo (100m) y espesor (10m) del prisma, el ancho y largo se obtienen de la medida en una vista de planta superior y corresponden al largo y ancho real del prisma, el espesor se obtiene del pozo vertical perforado a trav´es del prisma y corresponde al espesor vertical real perforado por el pozo, en este caso ser´ıa igual al espesor estratigr´afico. En la figura 68 se presenta el mismo ejemplo, pero esta vez el prisma se encuentra inclinado 45◦ representando el buzamiento de la capa de roca, en este caso el volumen se obtiene utilizando las medidas de largo (100m) y ancho (710m), que se obtienen en una vista de planta superior al igual que el caso anterior, note que en el sentido del buzamiento de la capa el largo de la capa es menor que el largo real esto debido al buzamiento del estrato. El espesor (14,1m) se obtiene del espesor total de roca
que perforara un pozo vertical como lo muestra la imagen con la l´ınea punteada azul y corresponde al espesor vertical verdadero. Note que en este caso el espesor estratigr´afico es diferente. Al multiplicar estos tres valores se obtiene el mismo volumen que en el primer caso. Esto demuestra que si se tienen estas condiciones no es necesario hacer correcciones de espesor por efecto del buzamiento de la roca. Figura 67: C´alculo volum´etrico para un estrato rocoso horizontal.
Figura 68: C´alculo volum´etrico para un estrato rocoso buzante.
El ´area del yacimiento se obtuvo a partir del modelo de inversi´on s´ısmica. A partir de las l´ıneas s´ısmicas que se utilizaron se obtienen unas extensiones sobre las l´ıneas s´ısmicas donde es m´as probable encontrar buenas acumulaciones de bitumen en la Formaci´on Une (una en la direcci´on del rumbo de la estructura y otra en la direcci´on del buzamiento de la misma), estas extensiones se mapean en superficie como lo muestra la figura 66. Esto corresponder´ıa al largo y ancho en el ejemplo de la figura 68.
En el caso de los pozos todos excepto el pozo EST-2 son verticales por lo tanto no se realizan correcciones, al pozo EST-2 se le aplica una correcci´on para encontrar el espesor vertical real los resultados de los espesores finales por pozo se presentan en la tabla 8, el espesor pay 2 corregido para el pozo EST-2 es 208f t.
φ = Porosidad del reservorio en fracci´on Sw = Saturaci´on de agua del espacio poroso en fracci´on Estas variables se obtienen del modelo petrof´ısico para pozo y se muestran en la tabla 8. Bo = Factor volum´etrico El factor volum´etrico al ser crudo pesado se trabaj´o como 1.
Para efectos del c´alculo probabil´ıstico a cada variable se le debe dar una distribuci´on de valores m´as probables de acuerdo con los datos con que se cuentan, lo m´as com´un en la industria del petr´oleo es que se trabaje con distribuciones logar´ıtmicas normales para cada variable. En la figura 69 se muestra un esquema del c´alculo final de los recursos. La Formaci´on Une que cumple como roca reservorio en este yacimiento estructuralmente es un monoclinal buzando al noreste y su espesor estratigr´afico en esta zona no presenta grandes variaciones, por esto, se trabaj´o como un prisma rectangular inclinado como se muestra en la figura, el espesor de zona petrol´ıfera se dividi´o en dos como se explic´o en el modelo petrof´ısico, la zona pay 1 y la zona pay 2 cada una con caracter´ısticas de saturaci´on y porosidad diferentes. Los datos de porosidad saturaci´on y espesor de cada zona pay se presentan en la tabla 8.
finalmente se realiza el c´alculo de los recursos utilizando la siguiente: Recursos = pay1 "
7748 ∗A ∗h ∗φ ∗(1 −Sw)
Bo # + pay2 "
7748 ∗A ∗h ∗φ ∗(1 −Sw)
Bo #
(5.1)
Para el ´area se utiliz´o una distribuci´on uniforme con valor m´ınimo de 1854acres y valor m´aximo de 2054acres como lo muestra la figura 70. Estos valores, se definieron teniendo en cuenta los resultados de la inversi´on s´ısmica, para las dos lineas s´ısmicas, a partir de esto, se escogi´o un ´area mas conservadora y un ´area mas optimista.
Figura 69: Esquema del c´alculo final de recursos para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar. Figura 70: Distribuci´on de valores utilizada para la variable ´area en la ecuaci´on 5.1.
Para el espesor se utiliz´o una distribuci´on logar´ıtmica normal. Para pay 1 se utiliz´o un valor m´ınimo de 71f t, un promedio de 144f t, y una desviaci´on est´andar de 63,7f t, como lo muestra la figura 71. Para pay 2 se utiliz´o un valor m´ınimo de 33f t, un promedio de 108,6f t, y una desviaci´on est´andar de 65,7f t, como lo muestra la figura 72.
Figura 71: Distribuci´on de valores utilizada para la variable espesor de la zona pay 1 en la ecuaci´on
5.1.
Figura 72: Distribuci´on de valores utilizada para la variable espesor de la zona pay 2 en la ecuaci´on
5.1.
Para la porosidad se utiliz´o una distribuci´on logar´ıtmica normal. Para la porosidad de la zona de pay 1 se utiliz´o un valor m´ınimo de 0,19f rac, un promedio de 0,20f rac, y una desviaci´on est´andar de 0,01f rac, como lo muestra la figura 73. Para la porosidad de la zona de pay 2 se utiliz´o un valor m´ınimo de 0,18f rac, un promedio de 0,183f rac, y una desviaci´on est´andar de 0,01f rac, como lo muestra la figura 74.
Figura 73: Distribuci´on de valores utilizada para la variable porosidad de la zona pay 1 en la ecuaci´on
5.1.
Figura 74: Distribuci´on de valores utilizada para la variable porosidad de la zona pay 2 en la ecuaci´on
5.1.
Para la saturaci´on de agua (Sw) se utiliz´o una distribuci´on logar´ıtmica normal. Para la Sw de la zona de pay 1, se utiliz´o un valor m´ınimo de 0,38f rac, un promedio de 0,42f rac, y una desviaci´on est´andar de 0,02f rac, como lo muestra la figura 75. Para la Sw de la zona de pay 2, se utiliz´o un valor m´ınimo de 0,6f rac, un promedio de 0,66f rac, y una desviaci´on est´andar de 0,04f rac, como lo muestra la figura 76.
Figura 75: Distribuci´on de valores utilizada para la variable Sw de la zona pay 1 en la ecuaci´on 5.1. Figura 76: Distribuci´on de valores utilizada para la variable Sw de la zona pay 2 en la ecuaci´on 5.1. El c´alculo final de recursos, se presenta gr´aficamente en la figura 77 y en ´el se muestran los percentiles 10 50 y 90. El percentil indica que hay un una probabilidad del n´umero que indique el percentil, de encontrar menos petr´oleo que el indicado en este percentil. En el caso de este trabajo el percentil 50 (P 50) se considera como una buena estimaci´on de recursos en el yacimiento y es de 326.5 millones de barriles de petr´oleo. En la tabla 9 se muestran los valores de todos los percentiles.
Figura 77: C´alculo probabil´ıstico de recursos para R´ıo G¨uejar. Cuadro 9: C´alculo final de recursos en percentiles de probabilidad.
CONCLUSIONES
El ´area con mejores probabilidades de tener altas saturaciones de bitumen se encuentra hacia la zona sur de la estructura y tiene entre 2054 acres a 1854 acres en superficie. El espesor vertical en true vertical depth (TVD) de la zona con bitumen se dividi´o en dos: 1. Una zona llamada pay 2, d´onde la roca presenta bajo contenido de matriz arcillosa con algunas pocas intercalaciones de zonas con alto contenido de matriz arcillosa y por esto presenta mayor contenido de bitumen y 2. Una zona llamada pay 1, d´onde la roca presenta intercalaciones continuas de zonas con alto contenido de matriz arcillosa, y bajo contenido de matriz arcillosa y por ende presenta menores contenidos de bitumen. Pero de igual forma importantes. El espesor promedio de la zona pay 2 es de 108,6f t y el espesor promedio de la zona pay 1 es de 144f t. El c´alculo de recursos final para el yacimiento de R´ıo G¨uejar en su P 50 de 326,56 millones de barriles de petr´oleo. El procedimiento propuesto a partir de esta investigaci´on para utilizar el registro s´onico en la delimitaci´on de las zonas pay en el yacimiento es:
1. Generar un modelo petrof´ısico convencional para cada pozo con los par´ametros m´as ajus-
tados al yacimiento.
2. Calcular un registro de impedancia ac´ustica para cada pozo a partir de la multiplicaci´on
del registro s´onico con el registro de densidad.
3. Generar un registro de zonas pay con el siguiente par´ametro: Donde la impedancia ac´ustica
sea menor a (19000f tgr/scm3) y el valor del VCLAY-FINAL se menor a 0,3 asignar un valor de 1 donde no asignar un valor de 0.
4. Cambiar los valores de la curva de zonas pay generada a partir del modelo petrof´ısico
convencional de la siguiente manera: los valores 1 volverlos 2.
5. Combinar las curvas de zonas pay a partir del modelo convencional y a partir del modelo
de impedancia ac´ustica de la siguiente manera: si el valor de la curva de pay a partir del modelo convencional es 2 deje 2 y si es 0 deje el valor de la curva de pay generada a partir del modelo de impedancia ac´ustica.
La curva de pay final muestra las zonas con un contenido de bitumen mayor con un valor de 2, las zonas con contenidos de bitumen menores pero importantes con un valor de 1, y las zonas con muy bajo a nulo contenido de bitumen con un valor de 0. Es importante tener en cuenta que este procedimiento funciona solo para las zonas donde la Formaci´on Une se encuentra a una profundidad de enterramiento menor a 1500f t, a profundidades mayores la compactaci´on de la roca hace que la respuesta del registro s´onico no muestre diferencias entre las zonas con bitumen y las zonas sin bitumen.
En el caso del R´ıo G¨uejar, es posible diferenciar las zonas con abundante bitumen de aquellas con poco o nulo contenido. Esta discriminaci´on se logra gracias al hecho f´ısico de la disminuci´on de la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca cuando el espacio poroso de esta se encuentra saturado de una cantidad de bitumen importante. A partir del an´alisis petrof´ısico
se determin´o que las areniscas de la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar con impedancias ac´usticas menores a (19000f tgr/scm3) presentan contenidos de bitumen importantes, mientras que las rocas con impedancias ac´usticas mayores a este valor presentan contenidos de bitumen muy bajos o nulos. Esto, se aplica para profundidades de enterramiento de la roca menores a 1500f t, ya que a mayor profundidad, aumenta la compactaci´on, esto genera a su vez el aumento en la velocidad de propagaci´on del sonido en la roca, y no permite distinguir entre rocas saturadas con bitumen y rocas no saturadas.
La extensi´on del yacimiento de R´ıo G¨uejar en superficie es de 8,75 Km a lo largo de la l´ınea 1 (l´ınea de rumbo) y de 0,95Km a lo largo de la l´ınea 2 (l´ınea de buzamiento). Esto, a partir de la distribuci´on de impedancias ac´usticas. Con estos valores utilizados para formar un rect´angulo en superficie, el ´area total con mejores probabilidades de presentar alta saturaci´on de bitumen en R´ıo G¨uejar es de 2054 acres. Para los c´alculos probabil´ısticos se utiliz´o una distribuci´on uniforme para esta variable donde: El valor m´aximo de ´area fue 2054acres y el valor m´ınimo de ´area fue 1854acres. De acuerdo a los resultados de la inversi´on.
El espesor promedio obtenido a partir del modelo petrof´ısico del pay 1 en el yacimiento es de 144f t, y el del pay 2 es de 108,6f t. Para los c´alculos probabil´ısticos de recursos se utiliz´o una distribuci´on logar´ıtmica normal para esta variable donde: Para el pay 1 el valor m´ınimo fue 71f t el promedio fue 144f t, y la desviaci´on est´andar fue 63,7f t. Para el pay 2 el valor m´ınimo fue 33f t el promedio fue 108,6f t y la desviaci´on est´andar fue 65,7f t. De acuerdo a los resultados del modelo petrof´ısico.
La zona con mayor contenido de bitumen para la Formaci´on Une en R´ıo G¨uejar se encuentra hacia el sur, donde se encuentran los pozos CPO16 EST-6, CPO16 EST-7, CPO16 EST-8, CPO16 EST-2 y SA-16. La distribuci´on de las impedancias ac´usticas mostrando los sitios m´as probables para presentar buenos contenidos de bitumen en la Formaci´on Une se presenta en esta zona. Se proponen las siguientes recomendaciones clave en la aplicaci´on de este m´etodo, con el fin de optimizar el c´alculo de recursos en arenas bituminosas:
1. El registro s´onico muestra velocidades de propagaci´on del sonido menores cuando se pro-
paga a trav´es de rocas con altos contenidos de bitumen. Esto, funciona para rocas con profundidades de enterramiento menores a 1500f t en el caso de R´ıo G¨uejar.
2. la impedancia ac´ustica permite diferenciar entre areniscas con alto contenido de bitumen
y areniscas con bajo o nulo contenido de bitumen a nivel de pozo, si se extrapola esta informaci´on a la informaci´on s´ısmica mediante inversi´on s´ısmica es posible obtener un volumen de roca con alto contenido de bitumen. Esto, funciona para rocas con profundidades de enterramiento menores a 1500f t en R´ıo G¨uejar.
3. La respuesta del registro s´onico solo logra diferenciar entre rocas saturadas con bitumen
y rocas con pobre o nula saturaci´on de bitumen para diferenciar dentro de las rocas saturadas con bitumen (cual tiene mayor cantidad de bitumen y cual menor), es necesario combinar esta respuesta con modelos petrof´ısicos convencionales.
Se determin´o que el P50 de este c´alculo es de 326.56 millones de barriles de petr´oleo, es decir hay un 50% de probabilidad de encontrar menos de 326.56 millones de barriles de petr´oleo en este yacimiento. Para realizar el c´alculo fue necesario establecer dos zonas de pay. La predominancia de zonas saturadas o no saturadas con bitumen, en un espesor de aproximadamente 2f t de roca, permitir´a ser definida o descartada como una zona de pay. Esto es posible al tener en cuenta que la resoluci´on vertical de la herramienta s´onico es de 2f t aproximadamente.
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ANEXOS
Anexo A: Par´ametros utilizados para calcular el volumen de arcilla a partir de las herramientas de GR, y la combinaci´on Neutr´on-Densidad.
Anexo B: Modelo petrof´ısico para cada pozo presentado gr´aficamente delimitando la zona de pay a partir del modelo de Sw.
Anexo C: Modelo petrof´ısico para cada pozo presentado gr´aficamente delimitando la zona de pay a partir del modelo de V ELP .
Anexo D: Modelo petrof´ısico para cada pozo presentado gr´aficamente delimitando la zona de pay a partir del modelo de RHOV .
Anexo E: Correlaci´on comparando el modelo de Sw con la impregnaci´on visual en los n´ucleos. Anexo F: Correlaci´on comparando el modelo de V ELP con la impregnaci´on visual en los n´ucleos. Anexo G: Correlaci´on comparando el modelo de RHOV con la impregnaci´on visual en los n´ucleos.
Anexo H: Modelo petrof´ısico final para cada pozo presentado gr´aficamente delimitando la zona de pay a partir de los modelos de Sw, V ELP , RHOV .
Cita: Diaz Morales, Camilo Andres (2016), Determinación del área y el espesor del yacimiento y cuantificación de los recursos en las areniscas bituminosas de la formación une (cretacico) en rio Guejar (departamento del Meta, Colombia) a partir de la respuesta del registro sónico, Universidad Industrial de Santander, p. N. https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/34838