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ANÁLISIS DE LA UTILIDAD DE LA DESCOMPOSICIÓN ESPECTRAL

EN LA DETECCIÓN DIRECTA DE HIDROCARBUROS EN EL CAMPO STRATTON,

EUA

HEIDY ALEJANDRA CORREA CORREA

DAVID ALEJANDRO RAMÍREZ MEJÍA

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA

SEDE MEDELLÍN

FACULTAD NACIONAL DE MINAS

ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGIA

Medellin, 2004

ANÁLISIS DE LA UTILIDAD DE LA DESCOMPOSICIÓN ESPECTRAL

EN LA DETECCIÓN DIRECTA DE HIDROCARBUROS EN EL CAMPO STRATTON,

EUA

HEIDY ALEJANDRA CORREA CORREA

DAVID ALEJANDRO RAMÍREZ MEJÍA

Trabajo dirigido de grado presentado como requisito parcial para optar por el titulo de

Ingenieros de Petróleos

DIRECTOR

GUILLERMO ARTURO ALZATE ESPINOSA, M. Sc.

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA

SEDE MEDELLÍN

FACULTAD DE MINAS

Medellin, 2004

AGRADECIMIENTOS

Agradecemos principalmente a nuestras familias y amigos por su colaboración infinita y a todo nivel durante toda la vida del proyecto, y a Dios por permitirnos vivir para escribirlo. Agradecemos a la Universidad de Oklahoma, a Roger Young y Roger Slatt por habernos orientado hacia este proyecto de tesis y por habernos brindado todas las facilidades para hacerlo posible. The Shell Crustal Imaging Facility bajo la dirección de Jan Dodson y la colaboración de Yoscel Suarez, Elias Carciente y Carlos Cabarcas por habernos asesorado durante la realización de este trabajo y por estar presentes durante los avances en el mismo. A Seismic Micro-Technology, por permitirnos utilizar su programa The Kingdom Suite 7.4, programa en el cual se basó todo nuestro proyecto. Igualmente al Bureau of Economical Geology en la Universidad de Texas en Austin, por permitirnos usar los datos sísmicos y de pozos del campo Stratton en el sur de Texas, EU. A Fusion Geophysical y su presidente John Castagna, por permitirnos usar el programa Inspect para realizar la descomposición espectral y a el y los MSc. en Geofísica de la Universidad de Oklahoma, Germán Camargo y Diego Hernández, por asesorarnos durante todo el proceso, así como al MSc. en Geología de la Universidad de Oklahoma, Camilo Goyeneche, y a la PhD. en Geología de la Universidad de Oklahoma, Gloria Romero, por su aporte en el entendimiento de la parte geológica del campo. De la Universidad de Oklahoma igualmente agradecemos a los MSc. en Geofísica Miguel Núñez, Jennifer Dennise Siguenza y Jochen Rudiger Moser por su aporte teórico fundamental para la orientación del proyecto. Agradecemos a Geología Sistematizada en Bogotá, a su gerente Nestor García y la geóloga Liliana Medina por permitirnos usar el programa The Kingdom Suite y por facilitarnos todos los recursos para ello. A la Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín por colaborarnos al máximo en la consecución de nuestros intereses y a Guillermo Alzate por aceptar ser nuestro asesor de Tesis y por estar pendiente de nuestros avances. A la Sala de Computo de Ingeniería de Petróleos en la Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín, y a su administrador Juan Manuel Montoya por facilitarnos todos los recursos para la culminación de nuestro proyecto. Agradecemos especialmente a nuestros amigos Dahiana Mejía, Jonathan Possú, Geovanny Castaño, Marcela Salazar, Leonardo Ruiz y Laura Vásquez por su incondicional ayuda para la culminación de este proceso. A Luis Alfonso Lizcano, coordinador del centro de computo de la Universidad Nacional, sede Medellin, por su inmediato y eficiente servicio para la presentación de la tesis en la distancia.

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DEDICATORIAS

A Manuela y Juan José que son mi inspiración...

A Heidy, mi compañera de Tesis...

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ABSTRACT A time registered seismic signal can be seen as a temporal sequence of a wave, traveling through the earth and recorded in a particular point. The range of the different frequencies used is called spectrum. A seismic signal is composed by series of spectrum frequencies and the decomposition process of the frequency content is called Spectral Decomposition. The Spectral Decomposition result is a frequency gather for a single trace, showing the amplitude distribution in time and frequency. On this project, spectrally decomposed seismic data from the Stratton Field is used in order to analyze the thickness and fluid content effect in a particular reservoir. Since the Instantaneous Spectral Analysis precisely localize events in time and frequency, a better visualization and therefore horizons interpretation is gotten. Different visualization techniques were applied for the hydrocarbon direct detection: Bright Spots, defined as high amplitude responses at high frequencies and Low Frequency Shadows, characterized by high amplitude responses at low frequencies below the reservoir.

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RESUMEN Una señal sísmica registrada en tiempo puede ser vista como una secuencia temporal de una onda viajando a través de la tierra y registrada en un punto fijo. El rango de diferentes frecuencias utilizadas se denomina espectro. Una señal sísmica esta compuesta de una serie de frecuencias de un espectro. El proceso de descomponer o analizar una señal en sus componentes espectrales (frecuencias constituyentes) es llamado descomposición espectral. El resultado de esta descomposición es un grupo de frecuencias para una misma traza, el cual muestra la distribución de amplitud en tiempo y frecuencia. En este estudio, se utilizaron datos sísmicos espectralmente descompuestos provenientes del campo Stratton, EUA, para entender el efecto del espesor y de los fluidos en el contenido de frecuencias. Dado que el análisis espectral instantáneo permite localizar eventos más precisamente, tanto en tiempo como en frecuencia, este provee una mejor visualización y por tanto interpretación del contenido de frecuencias de una formación. Diferentes técnicas de visualización fueron aplicadas para la detección directa de hidrocarburos: Puntos Brillantes, definidos como altas amplitudes a altas frecuencias y disminución de las mismas a bajas frecuencias debido a la atenuación; Sombras de Baja Frecuencia caracterizados por altas amplitudes debajo del yacimiento a bajas frecuencias

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TABLA DE CONTENIDO

DEDICATORIAS ........................................................................................................................ iii

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................... iii

TABLA DE CONTENIDO......................................................................................................... vii

LISTA DE FIGURAS.................................................................................................................. ix

LISTA DE TABLAS................................................................................................................... xii

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 1

2. MARCO TEÓRICO................................................................................................................. 3

2.1 MÉTODO DE REFLEXIÓN SÍSMICA.......................................................................... 3

2.2 RESOLUCIÓN VERTICAL............................................................................................ 4

2.3 ATENUACIÓN ............................................................................................................... 6

2.4 DESCOMPOSICIÓN ESPECTRAL ............................................................................... 7

2.4.1 Transformada Rápida De Fourier (TRF) ......................................................................... 8

2.4.1.1 Fundamentación Matemática De La Transformada De Fourier ................................ 8

2.4.1.2 Limitaciones Del Análisis TRF .................................................................................... 9

2.4.2 Análisis Espectral Instantáneo (AEI) ............................................................................ 11

3. INFORMACIÓN SOBRE EL CAMPO STRATTON........................................................... 14

3.1 UBICACIÓN Y DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO .................................. 14

3.2 ESTUDIO SÍSMICO 3D SOBRE EL CAMPO STRATTON....................................... 17

3.2.1 Adquisición De Datos Sísmicos..................................................................................... 17

3.2.2 Procesamiento De Los Datos Sísmicos.......................................................................... 19

3.3 MANEJO DE LA INFORMACIÓN.............................................................................. 19

3.3.1 Curvas De Tiempo – Profundidad.................................................................................. 19

3.3.2 Topes De Formación...................................................................................................... 19

3.3.3 Registros Eléctricos........................................................................................................ 20

3.4 SISMOGRAMAS SINTÉTICOS................................................................................... 20

3.4.1 Creación De Registros De Velocidad ............................................................................ 21

3.4.2 Selección De “Wavelet”................................................................................................. 22

3.4.3 Ajuste De La Curva Tiempo – Profundidad A La Sísmica............................................ 23

3.5 VISUALIZACIÓN DE FORMACIONES EN EL CUBO SÍSMICO ........................... 24

3.5.1 Análisis De Las Formaciones De Frío Medio................................................................ 26

3.5.2 Selección De Formaciones De Interés ........................................................................... 28

3.5.3 Mapeo E Interpretación Inicial De Formaciones De Interés.......................................... 30

- vii -

4. APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE ANÁLISIS ESPECTRAL INSTANTÁNEO AL

CAMPO STRATTON................................................................................................................. 31

4.1 INDICADORES DIRECTOS DE HIDROCARBUROS............................................... 33

4.1.1 Puntos Brillantes ............................................................................................................ 33

4.1.2 Sombras De Baja Frecuencia ......................................................................................... 34

4.2 EFECTO DEL CONTENIDO DE FLUIDOS ............................................................... 37

4.2.1 Análisis De Los Registros De Reflectividad.................................................................. 37

4.2.2 Análisis Del Efecto De Hidrocarburos........................................................................... 38

4.3 EFECTO DEL ESPESOR DE LA FORMACIÓN ........................................................ 42

4.3.1 Modelo De Registros ..................................................................................................... 42

4.3.2 Secciones Transversales................................................................................................. 43

4.3.3 Secciones Sintéticas ....................................................................................................... 43

4.3.4 Análisis Espectral Instantáneo Para El Efecto Del Espesor........................................... 44

4.4 APLICACIÓN DE LA TÉCNICA AEI SOBRE TRAZAS SÍSMICAS ....................... 48

5. CONCLUSIONES ................................................................. ¡Error! Marcador no definido.

6. RECOMENDACIONES........................................................................................................ 51

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................................ 52

ANEXOS .................................................................................................................................... 54

ANEXO A................................................................................................................................... 55

GLOSARIO DE TÉRMINOS..................................................................................................... 55

ANEXO B ................................................................................................................................... 56

EFECTO DEL CONTENIDO DE FLUIDOS ............................................................................ 56

ANEXO C ................................................................................................................................... 63

THE KINGDOM SUITE ............................................................................................................ 63

ANEXO D................................................................................................................................... 64

PROCESO DE DESCOMPOSICIÓN USANDO INSPECT...................................................... 64

- viii -

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Modelo Geológico de capas horizontales. .................................................................... 4

Figura 2. Modelo de cuña para la determinación del espesor mínimo resoluble. (Modificado de

Tatalovic y otros, Cortesía EAEG) (a) Geometría de la cuña que muestra la variación en la

longitud de onda (espesor), (b) Respuesta sísmica generada a partir del modelo de cuña. Se

muestran las respuestas de amplitud a diferentes espesores, (c) Ampliación de la respuesta

sísmica en la cuña................................................................................................................. 5

Figura 3. Cambios de amplitud en un modelo de cuña convencional.(Modificado de Huffman,

2003) Se puede observar una interferencia constructiva máxima en el espesor de entonación

(λ/4). ..................................................................................................................................... 6

Figura 4. Limitaciones del análisis TRF. ................................................................................... 10

Figura 5 Comparación del espectro de amplitud generado con AEI y con TRF........................ 10

Figura 6 Traza sintética (sismograma negro) descompuesta en sus ondículas constituyentes

(frecuencias centradas y coloreadas) y análisis de tiempo-frecuencia sobre su respectivo

grupo de frecuencias (rojo representa altas amplitudes)..................................................... 11

Figura 7. Panel de Frecuencia a 50Hz para una línea 2-D que contiene los pozos 9 y 11 en el

campo Stratton.................................................................................................................... 12

Figura 8 Sección temporal a 25Hz. y 1.338 seg. sobre el área estudio en el campo Stratton. ... 12

Figura 9. Sección del Horizonte E-41 a 10Hz............................................................................ 13

Figura 10. Comparación entre el grupo de frecuencia de ondículas (espectro verdadero) y el

grupo de frecuencia generado por la técnica AEI............................................................... 13

Figura 11. Mapa de localización mostrando la zona de gas FR-4 y la ubicación del campo

Stratton-Agua Dulce en los condados de Kleberg y Nueces, Texas, USA.(13) ................... 14

Figura 12. Nomenclatura de los yacimientos en las formaciones de Vicksburg y Frío en el campo

de Stratton - Agua Dulce. Condados de Kleberg y Nueces, Texas, USA. (Modificada de

Kling, 1972)........................................................................................................................ 16

Figura 13. Línea subregional de reflexión sísmica en la dirección de la pendiente a través del

campo Stratton mostrando la rotación de los bloques de falla en las formaciones de Frío

Inferior y Vicksburg. .......................................................................................................... 16

Figura 14 Mapa base del estudio sísmico 3D realizado sobre el campo Stratton. ..................... 17

Figura 15. Geometría de adquisición de datos. (a) Mapa del arreglo de receptores usado para

crear una cobertura uniforme a lo largo de cada línea de receptores (b) Vista lateral de la

- ix -

posición y movimiento de los cuatro vibradores utilizados en cada línea fuente.(c) Esquema

de posiciones relativas de los vibradores con respecto a la posición de la bandera fuente para

las seis pasadas registradas. (12) Modificada........................................................................ 18

Figura 16. Espectro de amplitudes y frecuencias presentado por el estudio sísmico................. 18

Figura 17 Generación de un sismograma sintético. ................................................................... 21

Figura 18 Cuadro de análisis de espesor de entonación. a) Onda Ricker 30 Hz. b) Onda extraída

del pozo a un radio de 500 ft. ............................................................................................. 23

Figura 19 Vista típica de un sismograma sintético. ................................................................... 24

Figura 20 Ajuste del sismograma sintético a la sísmica por medio del desplazamiento vertical...

............................................................................................................................................ 24

Figura 21 Sección transversal (a) de una línea arbitraria (b) que pasa por el pozo 9................. 25

Figura 22 Sección temporal para la formación F11 a 1. 585 segundos...................................... 26

Figura 23 Sección de horizonte para las formaciones E41 (a) y F11 (b). .................................. 26

Figura 24 Formaciones de Frío Medio en el pozo 9 del Campo Stratton. ................................. 27

Figura 25 Vista del editor de registros para el pozo 9. De izquierda a derecha: Curva tiempo-

profundidad, Registro Gamma-Ray (GR), Registro de Inducción de alcance medio (ILM),

Registro de densidad total (RHOB), Registro de resistividad real (RT), Registro de potencial

espontáneo (SP), Pseudo Registro de Velocidad (Vel-Faust) y una línea del pozo

desplegando los topes de formación. .................................................................................. 29

Figura 26 Análisis sobre el Registro de Potencial Espontáneo basado en las respuestas típicas de

depósitos fluviales. (14) Modificada..................................................................................... 29

Figura 27. Sección transversal a través de la línea 79 (pozo 9) del estudio sísmico realizado en el

campo Stratton. Las secciones son paneles de Frecuencia de (a) 10 Hz, (b) 25 Hz, (c) 40

Hz, (d) 67 Hz y (e) 83 Hz. .................................................................................................. 32

Figura 28 Secciones Temporales a 1.340 s sobre la formación C38 a diferentes frecuencias. (a)

60 Hz. (b) 50 Hz. (c) 40 Hz. (d) 30 Hz. (e) 25 Hz. (f) 10 Hz. .......................................... 34

Figura 29 Secciones Temporales sobre (1.548 s, izquierda) y debajo (1.554 s, derecha) de la

formación E41 para el análisis de sombras de baja frecuencia. (a) y (b) 10 Hz. (c) y (d) 30

Hz. (e) y (f) 60 Hz .............................................................................................................. 35

Figura 30 Secciones Temporales sobre (1.584 s, izquierda) y debajo (1.596 s, derecha) de la

formación F11 para el análisis de sombras de baja frecuencia. (a) y (b) 10 Hz. (c) y (d) 25

Hz. (e) y (f) 50 Hz. ............................................................. ¡Error! Marcador no definido.

Figura 31. Espectro de amplitudes para la zona E41 con fluidos originales y sustituidos usando la

primera serie de parámetros................................................................................................ 39

- x -

Figura 32 Espectro de amplitudes para la zona E41, incluyendo la curva de comportamiento a

partir de los fluidos originales (hidrocarburos) y la curva con fluidos substituidos

(salmuera), para la segunda serie de parámetros de substitución. ...................................... 40

Figura 33 Páneles de frecuencia de (a) 50 Hz., (b) 67 y (c) 82 Hz. en la línea 79 (pozo 9) del

campo Stratton.................................................................................................................... 40

Figura 34 Espectro de amplitudes para la zona F11 con fluidos originales y substituidos. ....... 41

Figura 35 Páneles de frecuencia de (a) 57 Hz. y (b) 77 Hz. en la línea 79 (pozo 9). ................. 41

Figura 36 Línea arbitraria en el mapa base para crear la sección transversal ............................ 43

Figura 37 Modelo de Cuña para Zona E41 (izquierda) y F11 (derecha). ................................. 43

Figura 38 Cálculo de la distribución de los valores de velocidad a partir del registro de velocidad

a lo largo de los horizontes. E41 (izquierda) y F11 (derecha)............................................ 44

Figura 39 Secciones sintéticas generadas a partir de la distribución de impedancia acústica para

las formaciones E41 (izquierda) y F11 (derecha)............................................................... 44

Figura 40 Secciones de frecuencia común mostrando el efecto del espesor para el modelo de

cuña en E41 a (a)10 Hz., (b)20 Hz., (c)30 Hz., (d)40 Hz., (e)50 Hz., (f)60 Hz., (g)75 Hz.46

Figura 41 Variación de la frecuencia de entonación con el espesor para los modelos de cuña

realizados sobre las formaciones E41 y F11. ..................................................................... 48

Figura 42 Análisis AEI sobre una traza extraída del pozo 9 en el campo Stratton (izquierda), y

sobre una traza sintética generada a partir de los registros de densidad y velocidad del pozo

9 del campo Stratton (derecha)........................................................................................... 49

- xi -

LISTA DE TABLAS

Tabla 1.Tipos de Registros eléctricos presentes en los 21 pozos del estudio sísmico del campo

Stratton. .............................................................................................................................. 20

Tabla 2. Ubicación temporal y en profundidad de las diez formaciones presentes.................... 27

Tabla 3 Valores de saturación de gas para las formaciones E41 y F11 en el campo Stratton según

el estudio realizado por Lisbon y otros, 1985 (16) Modificada. ........................................... 28

Tabla 4 Parámetros de densidad y módulos de elasticidad usados para la sustitución de fluidos..

............................................................................................................................................ 38

Tabla 5 Espesor de la cuña para E41 en varias trazas. ............................................................... 47

Tabla 6 Espesor de la cuña para F11 en varias trazas. ............................................................... 48

Tabla B.1. (7) Descomposición Espectral TRF usando los primeros parámetros de sustitución

para E41.............................................................................................................................. 58

Tabla B.2. (8) Descomposición Espectral TRF usando los segundos parámetros de sustitución

para E41.............................................................................................................................. 60

Tabla B.3. (9) Descomposición Espectral TRF usando los segundos parámetros de sustitución

para F11.............................................................................................................................. 62

- xii -

Capítulo 1: Introducción

1. INTRODUCCIÓN

La tendencia de la industria petrolera en las últimas décadas ha estado enfocada más hacia el mejor entendimiento de los campos existentes que hacia la exploración de nuevos yacimientos. Es bien sabido que la eficiencia de recobro promedio de la mayoría de los campos no supera el 50%, y para alcanzar estos grados tan altos de porcentaje de recobro es perentorio e indispensable una caracterización exhaustiva de los yacimientos, donde la descripción e integración entre la información estratigráfica, estructural y petrofísica juega un papel coyuntural. Los métodos de reflexión y refracción sísmica están enfocados hacia ese mejor entendimiento de los yacimientos. Sin embargo, la reflexión sísmica se ha convertido en la herramienta dominante en la caracterización de yacimientos, así como para la exploración de acumulaciones de petróleo. Existen en la actualidad diversas técnicas de análisis de datos sísmicos que están orientadas a la descripción más detallada de propiedades específicas. Estas técnicas están orientadas a analizar ya sea en forma integrada o discreta la información sobre tiempos, frecuencias, fases y amplitudes de una señal sísmica reflejadas por un particular evento en el subsuelo (Yilmaz, 2001) Una señal sísmica registrada en tiempo puede ser vista como una secuencia temporal de una onda viajando a través del subsuelo y registrada en un punto fijo. El rango de diferentes frecuencias registradas se denomina espectro y, a la vez, una señal sísmica está caracterizada por un espectro determinado. El proceso de descomponer o analizar una señal en sus componentes espectrales (frecuencias constituyentes) es llamado descomposición espectral. La descomposición espectral provee un nuevo medio de utilización de datos sísmicos que mejora los métodos basados en la transformada discreta de Fourier para visualizar y mapear espesores temporales de capas y rasgos geológicos sobre extensos estudios sísmicos en tres dimensiones. Los datos sísmicos son expresados en términos de frecuencia usando la descomposición espectral y el espectro de amplitudes delinea la variabilidad de los espesores. La descomposición espectral presenta dos grandes aportes en el proceso de interpretación sísmica: (1) una reflexión proveniente de una capa delgada tiene una expresión característica en el dominio de frecuencia y éste se constituye en un indicador de su espesor temporal (2) a través del análisis de amplitudes anómalas debido a su atenuación, la técnica de descomposición espectral puede ser usada como detector directo de hidrocarburos (Lopez y otros, 1999) La detección directa de hidrocarburos se ha constituido en una herramienta importante para la industria del petróleo. Si existiera una forma acertada de predecir la ubicación de los hidrocarburos, entonces el riesgo y el costo asociados a la perforación podrían disminuirse. Existen varios métodos usados como indicadores directos de hidrocarburos como son el análisis de amplitud contra posición (AVO) y la búsqueda de puntos brillantes. Recientemente surgió un nuevo método más acertado de indicación directa conocido como Análisis Espectral Instantáneo (AEI) (Castagna y otros, 2003) El Análisis Espectral Instantáneo (AEI) es una técnica de análisis continuo en el dominio del tiempo y la frecuencia que provee un espectro de frecuencias para cada tiempo de una traza sísmica. Tradicionalmente, la descomposición espectral ha usado varias técnicas que requieren el uso de una ventana de tiempo. Estas ventanas producen ciertas distorsiones del espectro verdadero y/o limitan severamente la resolución vertical. La energía espectral discreta de las reflexiones de los eventos individuales que caen dentro de la ventana se mezcla y cuando la

1

Capítulo 1: Introducción

longitud de la ventana es acortada para minimizar este problema se compromete la discriminación de frecuencias. La técnica AEI alcanza excelentes localizaciones de tiempo y frecuencia utilizando transformadas de ondículas evitando los problemas que complican el análisis convencional de Fourier. Existen distintas formas bajo las cuales la técnica AEI ayuda en la detección de hidrocarburos: (1) amplitudes altas conocidas como puntos brillantes en yacimientos de gas de gran espesor o no consolidados (2) sombras de baja frecuencia en yacimientos donde el espesor es insuficiente para generar amplitudes significativas sobre el yacimiento (3) iluminación preferencial en la frecuencia de entonación, la cual puede ser diferente para rocas saturadas con gas o salmuera. (Castagna y otros, 2003) En este proyecto se aplicará la técnica de Análisis Espectral Instantáneo (AEI) a información sísmica tomada en el campo Stratton. Este campo está localizado en el sur del estado de Texas, EUA. Es un campo maduro de producción de gas que ha estado produciendo por varias décadas y la mayoría de sus zonas productoras tienen hoy en día presencia de gas remanente. El objetivo del trabajo es concluir sobre la utilidad de la técnica de Análisis Espectral Instantáneo en su utilización como detector directo de hidrocarburos en el campo Stratton. Para ello se utilizarán los datos sísmicos espectralmente descompuestos y se analizará el efecto del espesor y del contenido de fluidos en el espectro de frecuencias. Así mismo se identificarán correlaciones entre la descomposición espectral realizada alrededor de pozos específicos y zonas geológicas productoras de gas o con presencia de gas remanente. La correlación será basada en los registros de pozo y algunos datos de producción a lo largo de la vida del campo. Este trabajo de grado está constituido por 5 capítulos. En este capítulo 1 se pretende introducir el proyecto a través de una descripción de la situación actual de la industria, la explicación inicial de los métodos de reflexión sísmica y descomposición espectral como técnicas importantes para la caracterización de los campos, y la presentación del objetivo general del proyecto. En el capítulo 2 se explican algunos conceptos teóricos básicos para el mejor entendimiento de los capítulos posteriores. El capítulo 3 presenta el campo a nivel geológico, el estudio sísmico en el cual se basa el proyecto, el tipo de información con la cual se cuenta y los procedimientos necesarios previos al análisis espectral. Este análisis espectral se hará en el capítulo 4, donde se estudian individualmente diferentes indicadores de hidrocarburos, así como el efecto del contenido de fluidos y del espesor en el espectro de frecuencias revelado por AEI Finalmente, el capítulo 5 muestra las conclusiones del proyecto y algunas recomendaciones necesarias para proyectos similares futuros. Igualmente se presentan anexos importantes para el mayor aprovechamiento de los resultados del proyecto por parte de los lectores. El anexo A es un glosario con las palabras claves utilizadas en el trabajo. El anexo B muestra los datos intermedios de la substitución de fluidos. El anexo C es una ayuda para los interesados en los procedimientos detallados, mencionados en el trabajo, por medio del manejo del programa The Kingdom Suite. El anexo D es la explicación del funcionamiento del algoritmo encargado de realizar la descomposición espectral a través de la técnica AEI.

2

Capítulo 2: Marco Teórico

2. MARCO TEÓRICO

Algunos conceptos teóricos básicos deben ser explicados preferentemente con el objetivo de dar al lector un fundamento básico y necesario para la mejor comprensión del trabajo. La terminología usada en el mismo se presenta, además, en forma de glosario en el Anexo A. 2.1 MÉTODO DE REFLEXIÓN SÍSMICA

El método de reflexión sísmica consiste en introducir energía en el subsuelo a través de la descarga de fuentes generadoras de ondas que viajan a través de éste. La energía retorna a la superficie y es registrada después de que se ha transmitido y reflejado a través de las diferentes interfases rocosas. Con esta información se levanta un mapa estructural del subsuelo, haciendo uso de los tiempos requeridos por una onda sísmica generada en superficie (debida a una señal acústica) para viajar a través del subsuelo y regresar después de ser reflejada en la formación. (Yilmaz, 2001) Las reflexiones sísmicas son detectadas por instrumentos colocados en la superficie llamados geófonos y localizados cerca del punto de descarga. Las variaciones en los tiempos de reflexión de un lugar a otro de la superficie hacen referencia a la ubicación estratigráfica y a los rasgos estructurales de las rocas del subsuelo. El coeficiente de reflexión (o reflectividad, como es también llamado) es uno de los conceptos físicos fundamentales en el método de reflexión sísmica. Éste es una medida de la energía que retorna a superficie después de viajar por el subsuelo. Básicamente cada coeficiente de reflexión puede ser pensado como una respuesta de la onda sísmica a un cambio en impedancia acústica en la interfase entre dos capas (Ver Figura 1) donde la impedancia acústica está definida como el producto de la velocidad compresional y la densidad. Matemáticamente, convertir impedancia acústica a reflectividad envuelve la división de la diferencia en las impedancias acústicas por la suma de las impedancias acústicas de las dos capas asociadas a la interfase. Esto genera el coeficiente de reflexión en el límite entre las dos capas. La ecuación es como sigue:

ii

ii

iiii

iiiii II

IIVVVV

r+−

=+−

=+

+

++

++

1

1

11

11

ρρρρ

(1)

Donde r es el coeficiente de reflexión, ρ es la densidad, V es la velocidad compresional, e I es la impedancia acústica de la capa i sobre la capa i+1. La ecuación 1 es únicamente válida para el caso de incidencia normal.

3


Figura 1. Modelo Geológico de capas horizontales. Cada capa está caracterizada por propiedades de

velocidad y densidad que genera un contraste en impedancia con respecto a las capas adyacentes.

Las reflexiones sísmicas registradas no siempre logran describir precisamente las características del subsuelo. Existen limitantes que hacen de la interpretación sísmica un proceso complicado. Uno de estos limitantes es la resolución vertical, la cual determina el mínimo espesor de capa que puede ser resuelto. 2.2 RESOLUCIÓN VERTICAL

Para dos reflexiones, una generada en el tope y otra en la base, de una capa delgada existe un límite en su separación por encima del cual podrán ser vistas como dos eventos separados. Este límite depende del espesor de la capa, y puede ser determinado a partir del conocimiento de la longitud de onda, la velocidad de viaje de las ondas en la capa y la frecuencia. (Levin, 1998) La longitud de onda dominante en ondas sísmicas esta dada por

(2)fV /=λ Donde V es la velocidad y f es la frecuencia. Las velocidades de las ondas sísmicas generalmente incrementan con profundidad, contrario a las frecuencias, dado que a mayor profundidad, mayor presión de confinamiento y por tanto mayor velocidad presentan las ondas al viajar. Así, dado que la longitud de onda determina la resolución, y que ésta aumenta con profundidad, las capas más profundas deben tener mayor espesor que las delgadas para poder resolverlas. El modelo utilizado para determinar el espesor mínimo de formación que puede ser resuelto por la sísmica es un modelo de cuña, el cual analiza el cambio de amplitudes con una variación gradual del espesor (Ver Figura 2). El espesor mínimo resoluble por la sísmica ha sido determinado a través de estudios empíricos en modelos de cuña como un cuarto de la longitud de onda (λ/4), punto en el cual se da una superposición positiva (las ondas interfieren constructivamente, sumándose) entre las ondas provenientes de cada superficie (tope y base), y se genera un máximo en el valor puntual de la amplitud (ver Figura 3). El espesor mínimo resoluble es conocido como el Espesor de Entonación. Valores de espesor por debajo del espesor de entonación no pueden ser resueltos por la sísmica, esto significa que el tope y la base de la formación no pueden ser resueltos individualmente, y por tanto el espesor de la formación no puede ser determinado. La formación, sin embargo, puede ser detectada a partir del cambio en las amplitudes, dado que éstas no dependen del grado de resolución de la capa. Para mapear una capa que no puede resolverse es necesario hacer uso de la variación en los valores de amplitud.

4


(a)

(b)

(c)

Figura 2. Modelo de cuña para la determinación del espesor mínimo resoluble. (Modificado de Tatalovic y otros, Cortesía EAEG) (a) Geometría de la cuña que muestra la variación en la longitud de onda

(espesor), (b) Respuesta sísmica generada a partir del modelo de cuña. Se muestran las respuestas de amplitud a diferentes espesores, (c) Ampliación de la respuesta sísmica en la cuña

La habilidad para resolver o detectar zonas de interés delgadas puede ser aumentada al incrementar la frecuencia dominante de los datos sísmicos. Para esto, la tasa de muestreo y la selección de las frecuencias a utilizar son muy importantes y deben ser diseñados para registrar las frecuencias deseadas. La teoría convencional de espesor de entonación explicada anteriormente define entonces un espesor mínimo de resolución para una serie de datos sísmicos independientemente de las características individuales de cada formación. El concepto de descomposición espectral que está siendo ampliamente estudiado en las últimas décadas, ha permitido enfocar el concepto de resolución vertical en términos de frecuencias. Dado que al incrementar la frecuencia de análisis se pueden resolver capas más delgadas y que la descomposición espectral permite seleccionar la frecuencia de análisis, puede pensarse entonces en una frecuencia de entonación para una capa dada, más que en un espesor de entonación para una Sección sísmica completa (Castagna y otros, 2003) La relación entre la frecuencia de entonación y el espesor de entonación puede ser determinada a partir de la ecuación 2, donde el espesor de entonación esta dado por b = λ/4. Así:

5


bV

F ervaloentonación 4

int= (3)

Figura 3. Cambios de amplitud en un modelo de cuña convencional. (Modificado de

Huffman, 2003) Se puede observar una interferencia constructiva máxima en el espesor de entonación (λ/4). Por debajo de ese valor las ondas interfieren destructivamente ocasionando una

reducción en amplitud. Para la selección de las frecuencias a utilizar es necesario también conocer algo sobre uno de los principales problemas en el manejo de frecuencias, la atenuación. 2.3 ATENUACIÓN

Una onda sísmica pierde energía de diferentes maneras cuando se propaga a través del subsuelo. La atenuación es una de las principales y es dependiente de la frecuencia de las ondas. Asumiendo que una onda presenta pérdidas constantes de energía en su recorrido de valle a valle (ciclo completo) las altas frecuencias se atenúan más rápidamente que las bajas frecuencias. Además, como se explico anteriormente, la interferencia causada por el espesor de las formaciones pueden causar cambios en el contenido de frecuencia de las ondas.

6


Ahora bien, un yacimiento saturado con hidrocarburos tiende a ser acústicamente más suave que un yacimiento saturado con un fluido incompresible como el agua. Modelos teóricos de atenuación de ondas sísmicas predicen que una onda que pasa por un yacimiento saturado con hidrocarburos sufre mayor atenuación que la que sufriría si pasara a través de otras formaciones sin presencia de ellos. Se ha propuesto que las altas atenuaciones pueden ser detectadas por la sísmica y usadas como un indicador de la presencia de hidrocarburos en un yacimiento. (Castagna y otros, 2003) La fricción grano a grano en rocas sedimentarias causa cierta pérdida de energía cuando los movimientos de las rocas y los fluidos en los poros no se dan de una manera acoplada. La roca se vuelve inelástica a medida que se pierde energía debido a la fricción, el movimiento del fluido es causado por la búsqueda de un equilibrio en presiones cuando la onda sísmica pasa a través de la roca (Winkler, 1982, Batzle, 2003). La atenuación depende de la movilidad del fluido y ésta a su vez depende de la viscosidad y del módulo de elasticidad del fluido en el medio poroso, y de la permeabilidad de la roca (Pride, 2003). Si el espacio poroso está completamente saturado con fluidos, estos tienen menos movilidad que si hubiera cierta saturación de gas. Se ha mostrado que la atenuación es mayor en rocas parcialmente saturadas con fluidos (Kumar y otros, 2003). Por ejemplo, la presencia de gas en una formación atenúa la energía de la onda más que el aceite. De forma similar, la presencia de aceite atenúa esta energía más que la presencia de agua / salmuera. El conocimiento de la atenuación puede ser muy importante en el procesamiento de datos sísmicos dado que su remoción incrementa la resolución. Sin embargo, su gran potencial yace en su utilización como indicador directo de hidrocarburos. (Castagna y otros, 2003) 2.4 DESCOMPOSICIÓN ESPECTRAL

De acuerdo con la teoría de Fourier, el registro del movimiento y recorrido de una onda en el subsuelo, conocido como sismograma, se puede representar como una superposición de ondas de senos y cosenos de diferentes frecuencias. Las frecuencias del espectro dependen no solo de la frecuencia generada por la fuente, sino también de la reflectividad del subsuelo (Hampson y otros, 2001). La información sísmica es comúnmente desplegada como amplitudes asociadas a coordenadas específicas de tiempo y espacio, pero más información se puede obtener si los datos son mirados en un plano de tiempo y frecuencia. La descomposición espectral es un término amplio que incluye diferentes métodos para usar la información tiempo–espacio-amplitud y transformarla a un dominio de frecuencias. La cantidad de información obtenida depende del método elegido. Los métodos de descomposición espectral se dividen en dos, según el criterio en el cual se basan. Los más antiguos se basan en la teoría de la transformada de Fourier, los más recientes se basan en la selección de la ondícula sísmica y convierten la señal de dominio de tiempo unidimensional a una señal en un dominio de dos dimensiones (frecuencia y amplitud). Los métodos basados en Fourier convierten la información de amplitud (registrada en el dominio del tiempo) al dominio unidimensional de frecuencias, éstos usan ventanas de tiempo que generan limitaciones en la visualización e interpretación de los resultados. Algunos de estos métodos son la transformada simple de Fourier que asume ondas estacionarias, es decir, que el contenido de frecuencia en el sismograma no cambia con el tiempo. Como en la realidad la frecuencia si varía con el tiempo, surgieron otros métodos que tomaron en cuenta ese hecho. Estos métodos son la

7


transformada de Fourier de tiempo corto y la transformada discreta de Fourier, que se diferencian básicamente en el tamaño de la ventana de tiempo con la cual trabajan así como en la continuidad de la función de tiempo usada (Hampson y otros, 2001) La ventaja de estos métodos es que al usar ventanas de tiempo fijas (número de muestras fijo y determinable) es posible usar filtros de ventanas de frecuencia en lugar de filtros con ventanas de tiempo y de esta manera fijar el rango de frecuencias que se desea utilizar para posteriores análisis. Por el contrario, la desventaja de estos métodos es que aunque las ventanas de tiempo pueden localizar eventos en tiempo de una manera precisa, no logran descomponer completamente cambios rápidos en frecuencia. Si se amplia el rango permitido por la ventana se detectan cambios rápidos de frecuencia, pero se promedian las respuestas provenientes de eventos delgados cercanos entre ellos. Los métodos basados en la “wavelet” (Chakraborty y otros, 2001), es la selección de ondículas dentro de la familia de funciones de ondículas teóricas. La efectividad de este método depende fuertemente de la ondícula seleccionada como base. Entre estos métodos se podrían mencionar la transformada continua de ondículas, quien escala la ondícula base y luego la convuelve con una señal a través de una ventana de diferentes dimensiones; la transformada discreta de ondículas que se caracteriza por usar dos ventanas una de altas y otra de bajas frecuencias que permiten alcanzar niveles deseados de descomposición a través de un proceso cíclico entre las dos ventanas; y la descomposición por búsqueda por ajuste, mejora la limitada resolución temporal y mantiene la alta precisión de los métodos de su tipo, por medio de la búsqueda del mejor ajuste entre la composición lineal de ondículas básicas de un diccionario y la señal (Mallat y otros, 1993) En este proyecto se hizo uso de la teoría de la transformada discreta de Fourier, específicamente del algoritmo generado para su cálculo, conocido como la transformada rápida de Fourier. Esta teoría matemática fue usada en el capítulo 4 para analizar el efecto del contenido de fluidos y corroborar los resultados con los obtenidos con la técnica AEI. Por tanto, a continuación se explica más detalladamente tanto la transformada rápida de Fourier como la técnica de AEI. 2.4.1 Transformada Rápida De Fourier (TRF) En vez de utilizar una señal de tiempo continuo, la transformada discreta de Fourier usa una señal de tiempo que ha sido descompuesta en muestras, lo cual compensa las limitaciones ocasionadas por el uso de ventanas hasta cierto grado solamente. La fórmula matemática para esta transformada es:

∑−

=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

=∆1

0

2

)()(N

n

Nnkj

enxkX

π

ω (4)

Donde x(n) es la señal de tiempo discreto y N es el número de muestras. (Hampson y otros, 2001)

2.4.1.1 Fundamentación Matemática De La Transformada De Fourier Dada una función continua x(t) de una sola variable t, su transformada de Fourier esta definida por la siguiente integral:

8


∫+∞

∞−

−= dttitxX )exp()()( ωω (5)(5)

Donde ω = 2πf (f representa la frecuencia temporal) Generalmente X(ω) es una función compleja. Usando las propiedades de las funciones complejas, X(ω) se puede expresar como dos funciones en el dominio de la frecuencia:

[ ])(exp)()( ωφωω iAX = (6)

Donde A(ω) y φ(ω) son el espectro de la amplitud y de la fase respectivamente. Estas se calculan con las siguientes ecuaciones:

[ ]

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

+=

)()(arctan)(

)()()(2/122

ωω

ωφ

ωωω

r

i

ir

XX

XXA

(7)

(8)

Donde Xr(ω) y Xi(ω) son la parte real e imaginaria de la transformada de Fourier X(ω).

2.4.1.2 Limitaciones Del Análisis TRF El comportamiento de las amplitudes obtenidas del análisis TRF es muy dependiente de la rata de muestreo, la cual determina el paso en la frecuencia y cuantos valores de amplitud se puede graficar. Tasas de muestreo grandes en la serie de reflectividad producen pequeños cambios en la frecuencia permitiendo obtener información más detallada en las graficas, mientras pequeñas tasas de muestreo en las series de reflectividad causan cambios grandes en la frecuencia y menores variaciones en la grafica TRF es dependiente de donde comienza el análisis, es decir, cual es la muestra inicial. El comportamiento de las graficas TRF cambia drásticamente con la muestra inicial, idealmente las reflectividades de la formación de interés deben caer dentro de la ventana de amplitudes que se grafica. El uso de ventanas (número de muestras) es una gran limitación de TRF, una ventana larga permite la consideración de muchas frecuencias pero al mismo tiempo todos los eventos que caen dentro de esa ventana son mezclados limitando la precisión en la ubicación de las anomalías encontradas. Por otro lado si se toma una ventana pequeña para obtener una ubicación temporal más precisa, el contenido de frecuencias se pierde y las curvas obtenidas no dicen mucho acerca del espectro de la formación. (Ver Figura 4 y 5)

9


00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80Frecuencia

Am

plitu

d

t = 2 ms t = 4 ms t = 1 ms

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 10 20 30 40 50 60 70 80

Frecuencia

Am

plitu

d

t1 inicial t2 inicial t3 inicial

Figura 4. Limitaciones del análisis TRF. Se observa el efecto de usar diferentes tasas de muestreo y en la parte inferior, el efecto de comenzar en puntos diferentes. La sensibilidad del análisis TRF es clara aún

cuando los parámetros no cambien notablemente.

Figura 5 Comparación del espectro de amplitud generado con AEI y con TRF. Se puede observar la

distorsión del espectro al usar la técnica TRF y la mezcla de eventos dado el uso de ventanas de tiempo.(3) Modificada.

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2.4.2 Análisis Espectral Instantáneo (AEI) (Castagna y otros, 2003) Análisis espectral instantáneo es un método relativamente nuevo de descomposición espectral usado para tratar de entender el comportamiento de la frecuencia en una traza sísmica. Este método, provee un espectro de frecuencia para cada dato temporal en una traza a través de la combinación de aspectos de los métodos basados en Fourier y de los métodos basados en la ondícula para la descomposición espectral, tratando de aprovechar las ventajas de ambos. Este método produce resultados superiores a los demás métodos que suavizan el eje temporal y/o el de frecuencias, limitando su resolución. Además permite mostrar resultados de una manera más fácil de interpretar. Hay tres pasos para este método. El primero es tomar los datos de entrada y descomponerlos en sus ondículas constituyentes a través de la descomposición por búsqueda por ajuste. Luego son sumados los espectros de Fourier de las ondículas individuales en un dominio tiempo–frecuencia para producir grupos de Frecuencia. El último paso es reunir estos grupos de Frecuencia en páneles de frecuencia común o constante, las cuales producen cubos de datos descompuestos espectralmente para una línea 2D. Estos cubos se pueden cortar para crear secciones transversales y temporales, y se pueden explorar como cualquier estudio sísmico 3-D convencional. La información generada por la técnica AEI se puede visualizar de diferentes formas dependiendo del análisis que se desee. La manera más sencilla de desplegar la información es sobre un grupo de frecuencias para una sola traza, el cual muestra un espectro de amplitud para dicha traza a todas sus frecuencias constituyentes (ver Figura 6).

Figura 6 Traza sintética (sismograma negro) descompuesta en sus ondículas constituyentes (frecuencias centradas y coloreadas) y análisis de tiempo-frecuencia sobre su respectivo grupo de frecuencias (rojo

representa altas amplitudes). A un tiempo dado, el espectro del sismograma aparece como la superposición de las ondículas del espectro (Castagna y otros, 2003) Modificada.

Cuando la técnica AEI es aplicada sobre una línea 2-D los grupos de Frecuencia resultantes para cada traza se agrupan a través de la asociación de frecuencias comunes o constantes de tal manera que se permita desplegar una línea en secciones monofrecuenciales conocidos como panales de frecuencia. El conjunto de estos páneles de frecuencia es un cubo sísmico donde las

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líneas transversales representan ya sea una frecuencia o, en la línea perpendicular, un número de traza que hace referencia a la posición (ver Figura 7).

Figura 7. Panel de Frecuencia a 50Hz para una línea 2-D que contiene los pozos 9 y 11 en el campo

Stratton. Se muestran todas las trazas de la línea a esa sola frecuencia. Los colores verdes y rojos representan altas amplitudes.

En el caso de una línea 3-D los páneles de frecuencia son cubos sísmicos desplegados a una sola frecuencia, es decir, el resultado de la descomposición es tantos cubos como frecuencias deseadas. Existen otras formas de visualización, diferentes a las anteriores y conocidas como secciones temporales o de horizontes. Éstas son secciones horizontales 2-D extraídas del cubo sísmico, el cual está desplegado a una frecuencia dada. Las secciones horizontales monofrecuenciales pueden ser: para un tiempo dado, conocidos como secciones temporales (ver Figura 8) o para un horizonte determinado, conocidos como secciones de horizonte (ver Figura 9).

Figura 8 Sección temporal a 25Hz. y 1.338 seg. sobre el área estudio en el campo Stratton. Las

posiciones de algunos de los pozos del área pueden identificarse. El color amarillo y rojo representan altas amplitudes.

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Figura 9. Sección del Horizonte E-41 a 10Hz. El color verde y amarillo representan altas amplitudes.

En ellos es posible observar los cambios de la amplitud a lo largo de la sección, así como los cambios de espesor de las formaciones a través del despliegue de las curvas de nivel sobre una sección del horizonte. La técnica AEI puede ayudar en la detección de hidrocarburos por medio de altas atenuaciones en capas delgadas o no consolidadas y sombras de baja frecuencia bajo las capas que no tienen un espesor suficiente para causar la cantidad de atenuación necesaria. La técnica AEI puede también mostrar iluminación preferencial de un sismograma en las frecuencias de entonación, las cuales difieren para arenas con gas y salmuera, y dependen de la frecuencia predominante y de la velocidad compresional de la formación (Castagna y otros, 2003) La Figura 10 muestra el espectro real de una traza sintética comparado con el espectro generado por la técnica AEI. Se puede observar la similitud entre ambos espectros y la precisión en la ubicación temporal de los eventos, lo cual corrobora la alta resolución vertical del método de descomposición instantánea.

Figura 10. Comparación entre el grupo de frecuencia de ondículas (espectro verdadero) y el grupo de

frecuencia generado por la técnica AEI. Como las “wavelet” exactas son conocidas a partir del sismograma, un espectro exacto se puede calcular. (3) Modificada

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Capítulo 3: Información Sobre El Campo Stratton

3. INFORMACIÓN SOBRE EL CAMPO STRATTON

3.1 UBICACIÓN Y DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO

El campo Stratton está localizado en los condados de Kleberg y Nueces en Texas, EUA (ver Figura 11). Fue elegido como área de estudio porque tiene una larga historia de desarrollo y producción y especialmente porque tiene disponible un estudio sísmico 3-D, registros de pozos, así como una amplia descripción geológica. El campo Stratton fue originalmente descubierto en 1922 y cuenta con una producción de gas acumulada igual a 2.4 Tcf. hasta 1990. Stratton hace parte de una región del sur de Texas donde está localizada la zona de gas FR-4, la cual es considerada como la tercera zona de gas más grande de todas las 73 zonas de gas en Texas y como la más grande de las zonas de gas no asociadas a la Costa de Golfo de México (Levey y otros, 1994). Esta zona fue cubierta por un estudio sísmico 3D que comprendió el territorio costa adentro de la cuenca del Golfo de México a lo largo de la falla de Vicksburg. (Sippel y otros, 1991)

Figura 11. Mapa de localización mostrando la zona de gas FR-4 y la ubicación del campo Stratton-Agua

Dulce en los condados de Kleberg y Nueces, Texas, EAU (Sippel y otros, 1991)

El entrampamiento de los hidrocarburos en los yacimientos de la zona de gas FR-4 está controlado por una combinación de factores estratigráficos y estructurales que incluyen cierres de anticlinales fallados, cambios de facies y pinchamientos Los yacimientos en esta zona provienen de las Formaciones Frío y Vicksburg. (Sippel y otros, 1991)

La Formación Frío en el sur de Texas comprende el sistema fluvial de Gueydan formado por canales de arena de grano grueso y conglomerados, depósitos de arena de playa, lodos y limolitas de la llanura de inundación (Galloway, 1982). Los paquetes de arenas están

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compuestos por múltiples canales amalgamados ya sea vertical o lateralmente. Las secuencias de canales individuales son de 10 a 30 ft. de espesor y vienen normalmente amalgamados a otras unidades formando cuerpos que pueden tener un espesor de incluso 50 a 100 ft. y muchas millas en extensión.

La Formación Frío es una Formación Oligocénica que representa una de las mayores unidades progradacionales en la parte noreste de la cuenca pasiva del Golfo de México. Esta Formación tuvo su origen aproximadamente hace 8 millones de años y fue subdividida en tres unidades operacionales: La Formación Frío inferior caracterizada como una unidad progradacional, la formación Frío medio como una unidad agradacional y Frío superior como una unidad retrogradacional. Vicksburg, también es una Formación Oligocénica, es una unidad estructural bastante compleja debido a su gran fallamiento. Esta zona, al igual que Frío inferior, está afectada por una serie de fallas crecientes que surgen en la arcilla Jackson.

Las Formaciones Frío y Vicksburg fueron caracterizadas mediante el análisis de registros eléctricos convencionales (Potencial Espontáneo y Resistividad) (Galloway, 1982). Dado que estos registros son indicadores litológicos claros, los yacimientos en estas zonas pudieron ser clasificados en diferentes secuencias de acuerdo con la respuesta observada. Se determinó que el miembro medio de la formación Frío medio contiene múltiples areniscas amalgamadas verticalmente. Sus nombres fueron referidos como las secuencias B, C, D, E y F (descendiendo por orden estratigráfico). Los registros de pozo fueron calibrados a partir de corazones y su respuesta permitió interpretar las arenas del miembro medio de la Formación Frío medio como arenas amalgamadas provenientes de rellenos de canal y depósitos de playa de origen fluvial. El espesor de las arenas de relleno de canal varía de 10 ft. hasta 30 ft. Su comportamiento en el registro de Potencial Espontáneo muestra una tendencia de grano decreciente o de bloque. El espesor de los depósitos laterales de playa varía comúnmente desde menos de 5 ft. hasta 20 ft. El registro SP muestra un perfil clásico de grano creciente. El miembro inferior de la Formación Frío inferior fue referida como la secuencia G la cual muestra un carácter de grano creciente en los registros. Las areniscas en la parte superior de la formación Vicksburg son de grano grueso y contrastan con los cuerpos de arenisca presentes en el miembro inferior de la Formación de Frío Inferior (ver Figura 12) Los miembros medio y superior de las Formaciones de Frío medio y superior son relativamente no deformadas, planas y, por tanto, estructuralmente mucho más simples que las unidades subyacentes: Formación Vickgburg y miembro inferior de la Formación Frío Inferior. Los miembros medio y superior de las formaciones Frío Medio y Superior están caracterizadas por un cierre alargado en dirección norte-sur y relativamente suave. Este estudio estará enfocado a los yacimientos presentes en el miembro medio de la Formación Frío Medio dado que la mayoría de la producción de gas en la zona de gas FR-4 proviene de los yacimientos de este miembro. El intervalo a analizar comprende desde los yacimientos C-38 hasta F-39 (ver Figura 12). Este intervalo tiene un espesor aproximado de 700 ft.

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Figura 12. Nomenclatura de los yacimientos en las formaciones de Vicksburg y Frío en el campo de Stratton - Agua Dulce. Condados de Kleberg y Nueces, Texas, USA. (Modificada de Kling, 1972)

La Figura 13 muestra una línea sísmica que cubre los tres miembros de la Formación Frío y la parte superior de la Formación Vicksburg. En ella se puede apreciar el fallamiento del miembro inferior de la Formación Frío inferior y la parte superior de la Formación Vicksburg en contraste con la poca variación estructural de los miembros superior y medio de la Formación Frío superior y Frío medio.

Figura 13. Línea subregional de reflexión sísmica en la dirección de la pendiente a través del campo

Stratton mostrando la rotación de los bloques de falla en el miembro inferior de la Formación Frío y la parte superior de la Formación Vicksburg. Este fallamiento contrasta fuertemente con la ausencia de

fallas en los miembros medio y superior de la Formación Frío.

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3.2 ESTUDIO SÍSMICO 3D SOBRE EL CAMPO STRATTON

El volumen de datos sísmicos 3-D comprende un área de 2 millas cuadradas en el Campo Stratton. La Figura 14 muestra la malla sísmica 3-D que comprende 100 líneas (orientadas este-oeste) y 200 líneas transversales (orientadas norte-sur). Así mismo se muestra la ubicación de los 21 pozos existentes en el área. El cubo cubre 3 segundos en profundidad (profundidad sísmica) y la tasa de muestreo de los datos es 2 ms. Las trazas están espaciadas 55 ft. tanto en las líneas como en las líneas transversales (Levey y otros, 1994)

N

Figura 14 Mapa base del estudio sísmico 3D realizado sobre el campo Stratton. El estudio está

constituido por 100 líneas y 200 líneas transversales.

3.2.1 Adquisición De Datos Sísmicos Los datos sísmicos fueron adquiridos usando una geometría fuente-receptor consistente de líneas de receptores en dirección este-oeste espaciadas 1320 ft. y líneas de fuentes en dirección norte-sur espaciadas 880 ft. La fuente usada para este estudio consistió de una serie de cuatro vibradores que realizaron seis pasadas a lo largo de cada línea. En cada pasada los vibradores emitieron una onda que llegó finalmente a los receptores después de su recorrido a través del subsuelo. Los vibradores fueron posicionados uno tras otro separados 35 ft. con el objetivo de crear una línea de fuentes de 135 ft. de longitud. Para minimizar el daño del suelo los vibradores se movían hacia adelante 17.5 ft. después de cada pasada. Este proceso se repitió seis veces hasta completar 24 puntos fuente en cada línea. (Ver Figura 15). El rango de frecuencias transmitido por la fuente en cada pasada fue de 8-120 Hz. por 14 segundos, sin embargo, el espectro de amplitudes generado a partir de los resultados del estudio sísmico muestra un rango de frecuencias que oscila entre 0 y 85 Hz. (ver Figura 16)

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Figura 15. Geometría de adquisición de datos. (a) Mapa del arreglo de receptores usado para crear una

cobertura uniforme a lo largo de cada línea de receptores (b) Vista lateral de la posición y movimiento de los cuatro vibradores utilizados en cada línea fuente.(c) Esquema de posiciones relativas de los vibradores con respecto a la posición de la bandera fuente para las seis pasadas registradas. (Modificadp de Levey y

otros, 1994)

Figura 16. Espectro de amplitudes y frecuencias presentado por el estudio sísmico. Se identifica un rango de frecuencias entre 0 y 85 Hz. aproximadamente con una frecuencia predominante alrededor de 35 Hz.

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3.2.2 Procesamiento De Los Datos Sísmicos Los principales pasos del procesamiento fueron la corrección de los registros de campo a fase cero, compensación por atenuación para enfatizar altas frecuencias, deconvolución y estática consistente de superficie, análisis de velocidad iterativo, apilamiento y una pasada con la ecuación de migración 3-D.

3.3 MANEJO DE LA INFORMACIÓN

Una vez cargados, los datos sísmicos se deben correlacionar con los datos de pozo, de tal manera que la información que se despliega en el cubo sísmico corresponda con la vista en los registros y en los topes de la Formación. Como primer paso, un sismograma sintético (una traza sísmica generada a partir de los registros de densidad y velocidad) debe ser creado con el fin de tener un despliegue similar al de la sísmica y así poder realizar una buena correlación. Las máximas amplitudes de este sismograma deben corresponder con las máximas amplitudes del cubo sísmico y ambos deben mostrar una respuesta similar a la que presentan los topes de Formación. Igualmente, la fase del estudio sísmico se puede determinar a partir de este análisis. Este proceso no se hará en este trabajo dado que los datos fueron previamente corregidos a fase cero. En este proyecto se cuenta con datos de un total de 21 pozos. Cada uno cuenta con una serie de registros eléctricos y la mayoría cuenta con topes de formación que hacen referencia a la profundidad de 10 horizontes del miembro medio de la Formación Frío. Los registros varían con el tipo de herramientas usadas y en la calidad de la adquisición de los datos. Muchos registros fueron tomados al inicio de la etapa productora del campo y por lo tanto pueden no reflejar las condiciones actuales del mismo. Debido a que este campo ha sido ampliamente explotado se sabe que se produce o se ha producido gas natural de los yacimientos asociados a estos horizontes.

3.3.1 Curvas De Tiempo – Profundidad Los datos sísmicos son registrados en tiempo lo cual hace necesaria una función de velocidad que permita convertir esta información a profundidad y de esta forma poder calibrarla con la información de pozos. Generalmente, esta función de velocidad se obtiene a través de un registro sísmico tomado en la cara del pozo denominado VSP (Perfil de Sísmica Vertical). Un VSP consiste en una fuente sísmica en la superficie y un receptor en el fondo del pozo que mide el tiempo que toma la señal en ser registrada a una profundidad específica (1) En este proyecto el pozo 9 fue usado como referencia para ajustar los datos sísmicos con los pozos debido a que este cuenta con un VSP. Por esta razón y por la gran cantidad de registros eléctricos que contiene, el análisis sísmico y de descomposición espectral fue centrado en este pozo.

3.3.2 Topes De Formación Los topes de formación se determinan independientemente en cada pozo a partir del análisis de cortes de perforación. Estos topes deben ser consistentes con la sísmica a través de todo el cubo

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de lo contrario deben ser ajustados de la mejor forma posible a ella. Una de esas formas es calibrar las curvas de tiempo – profundidad a través de la generación de sismogramas sintéticos. No todos los pozos cuentan con este tipo de información y no todos los pozos contienen todos los topes de formación identificados. En ese caso debe hacerse uso de la sísmica para correlacionar estos pozos con los pozos que si los contienen. Una vez los datos son calibrados, los horizontes pueden seguirse a través de todo el cubo para determinar su extensión areal.

3.3.3 Registros Eléctricos Los registros eléctricos son muy importantes cuando se realiza la calibración de los datos sísmicos con los datos de pozo ya que los sismogramas sintéticos provienen de ellos. Igualmente, los registros pueden ser modificados (cortar, expandir, contraer, copiar, borrar, sustitución de fluidos) para simular condiciones hipotéticas en un campo y analizar diferentes escenarios o para generar otro tipo de registros no disponibles. Cada uno de los 21 pozos en este estudio cuenta con un paquete de registros determinado. La lista de registros incluidos aparece en la Tabla 1 y a pesar de que no se cuenta con las fechas en las cuales fueron corridos, se cree que corresponden a las primeras 3 décadas a partir del descubrimiento del campo en 1922.

Abreviatura Nombre Unidades

ASN Normal Corto Amplificado Ohm-m CALIPER Caliper Pulgadas DEPTH Profundidad Ft. DRHO Corrección de Densidad gr/cm3

GR Gamma Ray API GRD Guard Ohm-m ILD Inducción profunda Ohm-m ILM Inducción Media Ohm-m LAT Lateral Ohm-m LN Normal Largo Ohm-m MINV Microinverso Ohm-m MNOR Micronormal Ohm-m NPSS Porosidad Neutrón (Matriz arenisca) Unidades de Porosidad RHOB Densidad Total gr/cm3

RT Resistividad Real Ohm-m SFLU Esférico Enfocado Ohm-m SGRD Guard corto Ohm-m SN Normal Corto Ohm-m SP Potencial Espontáneo mV

Tabla 1.Tipos de Registros eléctricos presentes en los 21 pozos del estudio sísmico del campo Stratton.

3.4 SISMOGRAMAS SINTÉTICOS

Un sismograma sintético es una reflexión sísmica artificial generada al asumir que un particular tipo de onda viaja a través de un modelo asumido. Este tipo de onda puede ser de dos tipos:

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teórica o extraída directamente de los datos sísmicos alrededor de un pozo específico. En la creación de este sismograma pueden simularse efectos de atenuación, múltiples y otros efectos que deterioran la señal de la onda en la realidad (Yilmaz, 2001)

Un sismograma sintético se genera a partir del cálculo del coeficiente de reflexión (RC). Usando la ecuación 1 del capitulo 2, para calcular el coeficiente de reflexión se requiere el conocimiento de las impedancias acústicas en dos puntos. La impedancia acústica (AI) se calcula a partir la velocidad y la densidad en un punto determinado. Esta información se obtiene de los registros de velocidad y densidad disponibles en el pozo. Cuando no se cuenta con un registro de velocidad disponible, éste se debe crear a partir de correlaciones usando registros existentes. Las impedancias son calculadas para todos los tiempos (profundidades) a lo largo del pozo, generando así un registro de impedancia acústica. A partir de este registro los coeficientes de reflexión son calculados para todos los tiempos obteniendo un registro de reflectividad. Este registro se convoluciona con una “wavelet” previamente elegida, la cual le imprime el carácter sísmico al registro de reflectividad. La Figura 17 muestra un despliegue típico del registro de reflectividad obtenido a partir de los registros de velocidad y densidad. El registro de velocidad en este caso fue obtenido a partir del registro de resistividad usando la correlación de Faust (Faust, 1953)

Figura 17 Generación de un sismograma sintético. De izquierda a derecha: curva tiempo-profundidad,

registro de velocidad de Intervalo, registro de velocidad, registro RHOB de densidad, registro de impedancia acústica, registro de reflectividad y ondícula seleccionada para la creación del sismograma.

3.4.1 Creación De Registros De Velocidad Para la creación del sismograma sintético es necesario un registro de velocidad que generalmente es un registro sónico; sin embargo, en este proyecto el pozo 9 no dispone de este registro y por lo tanto el registro de velocidad tuvo que ser generado a partir de otro registro. En este proyecto se utilizó la correlación de Faust (Faust, 1953) para convertir resistividad a velocidad. Esta es una correlación empírica no lineal para determinar velocidad a partir de resistividad y profundidad. La correlación esta dada a partir de la siguiente ecuación:

21


32 **1 CC RDCV = (8)

Donde: V = velocidad (ft./s) D = Profundidad (ft.) R = Resistividad (ohm-m)

C1 = 2000 C2 = 0.1677 C3 = 0.1667

C1, C2 y C3 son constantes empíricas del modelo. La resistividad fue obtenida a partir del registro ILM para el pozo 9. 3.3.2 Selección De “Wavelet” La calidad del sismograma es altamente dependiente de la selección de la ondícula ya que ésta determina la resolución vertical de la traza sintética así como su fase. Como se explicó anteriormente, la resolución vertical de una onda está asociada a su espesor de entonación, a menor espesor de entonación menores capas pueden ser resueltas por dicha onda. Existen dos tipos de ondículas: teóricas y extraídas del pozo. Todos los paquetes sísmicos ofrecen diferentes tipos de ondículas teóricas que son elegidas de acuerdo con su grado de resolución (espesor de entonación). La resolución de estas ondículas está determinado por su contenido de frecuencias. A mayores frecuencias contenidas mayor puede ser la resolución de la ondícula. Las ondículas extraídas son el promedio de las trazas contenidas en un determinado radio alrededor de un pozo determinado; debido a que provienen de datos reales, éstas pueden contener una cantidad considerable de ruido, el cual debe ser minimizado. Un radio pequeño involucraría una baja cantidad de trazas, las cuales al ser promediadas, aunque representan de manera aceptable las condiciones sísmicas alrededor del pozo, pueden aún contener gran cantidad de ruido. Un radio grande implica la selección de un mayor número de trazas que al ser promediadas generan una interferencia destructiva en las señales de ruido, minimizándolo; sin embargo, un radio grande puede no representar fielmente las condiciones del pozo. Para elegir la “wavelet” apropiada, se realizó un análisis de espesores de entonación. Dentro de las ondículas teóricas, la Ricker 30 Hz. fue escogida como la de mejor resolución vertical dado su pequeño espesor de entonación. La selección de esta ondícula se hizo por medio de la comparación de resultados de un análisis de entonación entre las demás ondículas teóricas con las que se contaba. Este análisis será mejor explicado a continuación. La Figura 18 muestra un gráfico de espesor de entonación. En él se muestran tres parámetros: espesor real (espesor de una formación dada), espesor aparente (espesor que una onda puede resolver) y amplitud (respuesta de la formación cuando la onda pasa a través de ella). En la Figura 18 se puede observar que ambos espesores son iguales hasta determinado punto donde ambas curvas divergen. Ese punto se denomina espesor temporal mínimo o espesor de entonación, que determina el espesor mínimo que puede resolverse. También puede observarse

22


que en este punto el valor de la amplitud es máximo dada la máxima interferencia constructiva de las ondas. De acuerdo con la Figura 18a, el espesor de entonación para la ondícula de Ricker 30 Hz es 0.013 segundos. El mismo análisis fue realizado para una ondícula extraída en un radio de 500 ft. alrededor del pozo (Ver Figura 18b) y se determinó que la resolución mínima para esta ondícula es 0.01 segundos. Se concluyó entonces que la ondícula extraída tenía mejor resolución vertical (menor espesor de entonación) y por lo tanto fue seleccionada para la generación del sismograma sintético.

Figura 18 Cuadro de análisis de espesor de entonación. El eje vertical muestra el espesor real en unidades de tiempo, el eje horizontal inferior muestra el espesor aparente. El eje horizontal superior es muestra la

variación de la amplitud. a) Onda Ricker 30 Hz. b) Onda extraída del pozo a un radio de 500 ft.

3.3.3 Ajuste De La Curva Tiempo – Profundidad A La Sísmica Una vez generado el sismograma, éste fue comparado con la sísmica para buscar el mejor ajuste posible. Este ajuste fue realizado con el fin de correlacionar de manera más precisa los datos sísmicos con las curvas de tiempo-profundidad, registros de pozos y topes de formación. La calibración fue realizada de dos formas. La primera consistió en comprimir o expandir el sismografo sintético de manera que fuera comparable con una traza extraída de los datos sísmicos (los picos debían coincidir con picos, valles con valles y en general la traza debía ser comparable en forma, número de oscilaciones y distribución de amplitud a lo largo de la traza) (ver Figura 19) La otra forma fue desplegar la traza sintética directamente sobre los datos sísmicos y desde allí ajustarla por medio de un desplazamiento vertical (en tiempo), el cual consistió en una simple translación de la traza y no una modificación interna como podría ocurrir con la forma de calibración inicial. Con este último tipo de ajuste se buscó que altas amplitudes en la sísmica correspondan con las altas amplitudes del sintético (ver Figura 20) Cualquier modificación del sismograma sintético implicó una modificación de la curva de tiempo-profundidad. Una vez se decidió que el sintético estaba bien ajustado a la sísmica, la curva modificada fue guardada y usada como curva de referencia para los demás procedimientos.

23


Figura 19 Vista típica de un sismograma sintético. De izquierda a derecha: curva de tiempo-profundidad, el sintético desplegado con polaridad normal (pico corresponde a máximas amplitudes), la traza extraída del pozo 9 con fines comparativos, el sintético desplegado con polaridad invertida (pico corresponde a

mínimas amplitudes) y los topes de formación.

Figura 20 Ajuste del sismograma sintético a la sísmica por medio del desplazamiento vertical. Los picos rojos representan altas amplitudes en el sintético y las franjas rojas las altas amplitudes mostradas en la sísmica. El pozo 9, los registros GR e ILM, topes de formación y sintético son desplegados en la sísmica en el cuadro de la izquierda. El cuadro de la derecha es una ampliación de la zona de interés mostrando el

ajuste realizado.

3.5 VISUALIZACIÓN DE FORMACIONES EN EL CUBO SÍSMICO

Existen diversas formas de visualizar las formaciones en el cubo sísmico. Una de ellas consiste en el despliegue de un perfil vertical, sección transversal, proveniente de líneas arbitrarias,

24


líneas o líneas transversales. Estas líneas se pueden seleccionar en el mapa base de acuerdo con los pozos que se desee desplegar o a la zona que se desee analizar. La Figura 21 es un ejemplo de una sección transversal a través de una línea arbitraria. En este tipo de despliegues se pueden mapear horizontes, fallas y otros patrones estructurales siguiendo patrones similares de amplitudes. Este proceso será explicado en secciones posteriores. Otra forma de desplegar información sísmica es a través de cortes horizontales que provienen de topes de formación (proyección topográfica de una formación previamente mapeada) o de secciones temporales (planos horizontales a un tiempo fijo). Este tipo de despliegue muestra el contenido de amplitudes en una extensión areal determinada. (Ver Figura 22 y 23)

a)

b)

Figura 21 Sección transversal (a) de una línea arbitraria (b) que pasa por el pozo 9. Este es una visualización típica de una Sección 2D para el atributo de amplitud. El color amarillo representa altas

amplitudes y el color azul las mas bajas. Se muestran los pozos, sus topes de formación y algunos registros. En (a), la escala sobre el eje horizontal representa las coordenadas de posición de la línea en el

mapa base y el eje vertical representa el tiempo de viaje de ida y vuelta de la onda.

25


Figura 22 Sección temporal para el tope de la formación F11 a 1. 585 segundos

a)

b)

Figura 23 Sección de horizonte para los topes de las formaciones E41 (a) y F11 (b). Se muestra un mapa de contorno donde se pueden observar las variaciones estratigráficas de ambos horizontes medidas en

unidades de tiempo. 3.5.1 Análisis De Las Zonas Productoras del Miembro Medio de la Formación Frío El pozo 9 del campo Stratton contiene 10 zonas productoras pertenecientes al miembro medio de la Formación Frío. La Figura 24 muestra los registros GR y de resistividad para este pozo, con la ubicación de los topes de las zonas productoras en tiempo de viaje en segundos.

26


La Tabla 2 contiene la ubicación temporal y en profundidad de las 10 zonas productoras así como su espesor en unidades de tiempo y de longitud. De igual se presenta la velocidad del intervalo de cada formación calculada como un promedio aritmético de las velocidades provenientes del registro de velocidad Faust en cada intervalo. Los yacimientos D18 y F21 eran demasiado delgados y su espesor exacto como su velocidad no fueron medidos.

Figura 24 Zonas productoras del miembro medio de la Formación de Frío en el pozo 9 del Campo

Stratton. La figura de la izquierda muestra los registros GR y de resistividad para este pozo y la ubicación de los diez topes de las zonas productoras.

Como se dijo en la sección 2.2., existe una frecuencia específica a la cual una formación se ilumina preferencialmente dado su espesor y velocidad de intervalo. Estas frecuencias fueron calculadas a partir de la ecuación 3. y se muestran en la Tabla 2. La frecuencia de entonación será discutida más ampliamente en el capítulo 4.

Yacimientos Tiempo de Intervalo de Espesor Espesor(ft.) Velocidad de Fenton(Hz) Viaje(ms) Profundidad(ft.) Temporal(s) Intervalo(ft./s)

B46 1254 4719.5-4632.1 0.017 87.4 8211,77 23 C38 1329 5091.9-5020.6 0.014 71.3 8981,07 31 D11 1388 5333.4-5317.6 0.003 15.8 9159,02 145 D18 1409 - - - - - E41 1545 6144.8-6111 0.006 33.8 9182,42 68 E49 1558 6216.1-6174.5 0.008 41.6 8716,85 52 F11 1585 6336.3-6313.9 0.005 22.4 9810,31 109 F21 1609 - - - - - F37 1637 6607.3-6573.4 0.007 33.9 8386,74 62 F39 1644 6652.1-6607.3 0.008 44.8 8991,22 50

Tabla 2. Ubicación temporal y en profundidad de las diez zonas presentes. Se muestra el tiempo de viaje de la onda; el intervalo de profundidad, el espesor de la zona medido en unidades de tiempo; el espesor de

la zona calculado de los registros, la velocidad de intervalo y la frecuencia de entonación.

27


3.5.2 Selección de las Zonas de Interés El pozo seleccionado, pozo 9, cuenta con una serie de registros eléctricos que pueden ser desplegados y analizados para seleccionar las zonas de interés. Se partió, sin embargo, de la información encontrada en la literatura sobre el campo Stratton. Un estudio realizado en 1985 sobre las reservas remanentes y la posibilidad de incrementar el nivel de producción del campo Stratton fue importante en el enfoque, el estudio y la selección final de las zonas (Libson y otros, 1985). Allí se indicó claramente que a pesar de que las presiones encontradas en las zonas E41 y F11 corroboran su estado despresurizado, éstas son arenas de alta porosidad y permeabilidad, limpias y con altas saturaciones de gas remanente para el año de 1985 (ver Tabla 3). En el análisis de los registros eléctricos para el pozo 9, tomando en cuenta principalmente respuestas en los registros GR e ILM, se verificó fácilmente la calidad de estas arenas E41 y F11. En la Figura 25 se observan las dos zonas escogidas, con una pronunciada respuesta en el registro de resistividad y GR. Estas dos zonas fueron producto de análisis posteriores para corroborar la presencia de gas a través de la técnica de análisis espectral instantáneo.

Pozo Formación Profundidad(ft.) φκ/φNF SglT. Royalty No. 3 E41 6193 0,41 0,63

F11 6370 0,30 0,79T. Royalty "B" 5 E41 6300 0,52 0,56Wardner No. 20 E41 6334 0,38 0,82

F11 6508 0,51 0,56Wardner No. 31 E41 6398 0,38 0,67Wardner No. 32 E41 6229 0,21 0,84

F11 6479 0,42 0,65Wardner No. 63 E41 6365 0,25 0,79

F11 6541 0,32 0,79Wardner No. 70 E41 6280 0,44 0,60Wardner No. 74 E41 6308 0,14 0,91

F11 6486 0,30 0,74Wardner No. 75 E41 6232 0,37 0,77

F11 6430 0,16 0,86Tabla 3 Valores de saturación de gas libre (Sgl) para las zonas E41 y F11 en el campo Stratton

(Modificada de Libson y otros, 1985) Se muestran los nombres de los pozos según el estudio y datos de porosidad y saturación de gas libre en las formaciones de interés E41 y F11.

Al inicio de este capítulo se definió que el miembro medio de la Formación Frío en el campo Stratton corresponde a un sistema depositacional de origen fluvial deltaico y por lo tanto se esperaría la presencia de canales. El comportamiento típico de este tipo de depósitos es fácilmente identificado en el registro de Potencial Espontáneo (Galloway y otros, 1982). La Figura 26 muestra el comportamiento típico del registro SP para depósitos de relleno de canal, arenas de borde de canal o arenas de playa. En esta figura se observa también la marcada tendencia de las zonas E41 y F11 a ser arenas de relleno de canal.

28


Figura 25 Vista del editor de registros para el pozo 9. De izquierda a derecha: curva tiempo-

profundidad, registro gamma-ray (GR), registro de inducción de alcance medio (ILM), registro de densidad total (RHOB), registro de resistividad real (RT), registro de potencial espontáneo (SP), pseudo registro de velocidad (Vel-Faust) y una línea del pozo desplegando los topes de formación. Se observan

dos zonas resaltadas bajo los topes E41 y F11, las cuales serán analizadas posteriormente.

Figura 26 Análisis sobre el Registro de Potencial Espontáneo basado en las respuestas típicas de

depósitos fluviales. (14) Modificada.

29


3.5.3 Mapeo E Interpretación Inicial De Zonas De Interés Una vez las zonas de interés fueron identificadas y seleccionadas en el pozo 9 fue necesario hacer un mapeo de éstas a través de todo el cubo. El proceso de mapeo comenzó con la creación de un horizonte que identifica el tope de la zona. El mapeo consistió en delinear el horizonte a lo largo de secciones transversales. Este puede hacerse manualmente lo que implica seguir el horizonte punto a punto o automáticamente donde el programa busca una continuidad en las amplitudes y de esta forma lo sigue a través de la sección. En este proyecto los horizontes fueron mapeados cada 10 líneas este-oeste y cada 10 líneas transversales. Para darle una continuidad a la interpretación a través del cubo se hizo una interpolación en las líneas y líneas transversales donde no fue mapeada. Una vez mapeado e interpolado, el horizonte adquirió una tendencia definida a lo largo de su extensión areal y pudo ser visualizado a través de secciones de horizontes tal como se mostró en las Figuras 9 y 23. Posteriormente se realizó un análisis a través de la extracción de diferentes atributos como amplitud o tiempo de viaje. El atributo de amplitud permite la interpretación de anomalías como posibles indicadores de hidrocarburos. Así por ejemplo, zonas que presentan concentraciones de altas amplitudes pueden indicar la presencia de gas. Este análisis fue llevado a cabo detalladamente en el capítulo 4.

30

Capítulo 4: Aplicación de la Técnica de Análisis Espectral Instantáneo al Campo Stratton

4. APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE ANÁLISIS ESPECTRAL INSTANTÁNEO AL

CAMPO STRATTON

El cubo sísmico original fue descompuesto en 100 frecuencias, de 1 a 100 Hz usando la técnica de descomposición espectral AEI.(ver detalles del proceso en el Anexo D) Fueron entonces generados 100 cubos sísmicos que permitieron visualizar el estudio sísmico 3D completo a las 100 diferentes frecuencias. Una exploración inicial a través de la sección transversal que corresponde a la línea 79 (pozo 9) y a través de las 100 frecuencias mostró el comportamiento de amplitud de las diferentes zonas. (Ver Figura 22)

a

b

31


c

d

e

Figura 27. Sección transversal a través de la línea 79 (pozo 9) del estudio sísmico realizado en el campo Stratton. Las secciones son paneles de Frecuencia de (a) 10 Hz., (b) 25 Hz., (c) 40

Hz., (d) 67 Hz. y (e) 83 Hz.

32


Como se observó durante el recorrido por los paneles de frecuencia de la Figura 22, la zona E41 no mostró anomalías de amplitud claras, sin embargo, se observó una iluminación alrededor de la frecuencia de 67 Hz. Por el contrario, la zona F11 mostró una clara iluminación para bajas frecuencias que se pierden a medida que la frecuencia incrementa. Aunque ninguna otra zona fue escogida a partir de los registros eléctricos, el comportamiento de amplitudes de la zona C38 generó dudas acerca de su posible contenido de hidrocarburos dada su notoria iluminación a lo largo de las secciones transversales y por lo tanto un análisis espectral fue llevado a cabo. 4.1 INDICADORES DIRECTOS DE HIDROCARBUROS

Los indicadores directos de hidrocarburos varían según la técnica de análisis utilizada. La técnica AEI permite detectar hidrocarburos a través del estudio de puntos brillantes y sombras de baja frecuencia. 4.1.1 Puntos Brillantes Un primer análisis se llevó a cabo a través de la generación de secciones temporales sobre las zonas C38, E41 y F11 con el objetivo de encontrar la variación de la amplitud con la frecuencia y de esta manera determinar la existencia o no de puntos brillantes, los cuales presentan un patrón de amplitud creciente con la frecuencia y son característicos de zonas gruesas. La Figura 28 muestra secciones temporales para el tope de la zona C38 a seis diferentes frecuencias. En todas las secciones se observan altas amplitudes, con una iluminación preferencial a 30 Hz. Las zonas brillantes observadas para el tope de la zona C38 podrían ser originadas por diferentes factores: hidrocarburos, espesor de entonación o factores litológicos. Según la Tabla 2 del Capítulo 3, esta zona tiene una frecuencia de entonación de 31 Hz, que corresponde a la iluminación preferencial observada en la Figura 23. Tal como se explicó en el Capítulo 2, esta iluminación particular puede ser un efecto del espesor. Si las amplitudes observadas en las secciones temporales se debieran a presencia de hidrocarburos, las amplitudes deberían aumentar a medida que aumenta la frecuencia. Mayores frecuencias pueden detectar mejor el contraste de impedancia generado por el contenido de hidrocarburos que está representado por altas amplitudes. Al recorrer las secciones temporales de la Figura 28 se observó que éste no era el caso. La notoria iluminación presentada por la zona C38 puede corresponder a factores litológicos tales como grandes contrastes de impedancia de la zona respecto a formaciones adyacentes o por una contenido mineralógico particular que aumente la densidad de la roca y la velocidad de la señal sísmica.

33


Figura 28 Secciones temporales a 1.340 s s

Hz. (c) 40 Hz. (d) 30 Hz. (e) 25 Hz. (f) 1corresponde con la frecuencia de ento

La Figura 29 muestra secciones temporafigura se observa una alta iluminación frecuencias mayores y menores que 30 Hclara en las secciones temporales, sin emque será discutido más adelante. La figura 30 muestra secciones temporobservan altas iluminaciones para frecuepuntos brillantes. Existe una tendenciembargo, en la sección siguiente se presegas en esta zona. Para estas dos últimas que no cuentan con un espesor suficiente 4.1.2 Sombras De Baja Frecuencia Las zonas E41 y F11 fueron también somtemporales, esta vez, a tiempos correspo

a

obre la zona C38 a diferentes frecuencias. (a) 60 Hz. (b) 50 0 Hz. Nótese la iluminación preferencial a 30 Hz., lo que nación encontrada en la Tabla 2 para esta formación.

les de la zona E41 a tres diferentes frecuencias. En esta a 30 Hz, pero se observan amplitudes menores para z. Por lo tanto la presencia de puntos brillantes no es bargo, existe un indicio de hidrocarburos en esta zona

ales de la zona F11 a tres diferentes frecuencias. Se ncias bajas, pero no se muestra ninguna tendencia de

a decreciente de la amplitud con la frecuencia, sin nta otro indicador que permite detectar la presencia de

zonas, la ausencia de puntos brillantes puede deberse a para generar este tipo de anomalías.

etidas a un análisis de amplitudes a través de secciones ndientes a zonas en y debajo del yacimiento. Dado que

c d

f

34

e

b


son capas delgadas, las anomalías de amplitud podrían encontrarse debajo del yacimiento en lugar de estar en él. Se sabe que las zonas delgadas productoras de gas pueden no causar la suficiente atenuación para iluminar el yacimiento. La velocidad de la onda disminuye debido a la influencia del gas y por lo tanto se genera un tiempo de viaje mayor que muestra una iluminación en la parte inferior del yacimiento. Esta anomalía se observa mejor a bajas frecuencias ya que éstas se atenúan menos que las altas frecuencias. La Figura 29 muestra las secciones temporales generadas en y debajo de la zona E41. Se observa claramente que la respuesta de amplitud generada debajo la zona es muy similar a la encontrada en ella. Debido a que no existe ningún tipo de iluminación preferencial debajo del yacimiento a bajas frecuencias, esta anomalía no puede usarse como indicador de hidrocarburos en esta zona

Figura 29 Secciones temporales sobre (1.548 para el análisis de sombras de baja frecuen

b a

c

e

s, izquierda) y debajo (1.554 s, derecha) de la zona E41 cia. (a) y (b) 10 Hz. (c) y (d) 30 Hz. (e) y (f) 60 Hz.

35

d

f


La Figura 30 muestra las secciones temporales generadas para la zona F11. Se observa una iluminación preferencial debajo del yacimiento para todas las frecuencias, pero particularmente para las bajas frecuencias. Así, se establece la presencia de sombras de baja frecuencia en esta zona que pueden deberse a la presencia de hidrocarburos. Sin embargo, estos indicadores deben estar acompañados de datos de producción que puedan corroborar que este tipo de señales corresponden efectivamente a la presencia de hidrocarburos en la formación.

Figura 30 Secciones temporales sobre (1.584 s, iz

para el análisis de sombras de baja frecuencia. (a) ymayor iluminación a frecuenc

A partir del análisis de sombras de baja frecuede hidrocarburos en la zona F11. La zona Epositivas en ninguno de los indicadores vistos h

b a

c

3

e

quierda) y debajo (1.596 s, derecha) de la zona F11 (b) 10 Hz. (c) y (d) 25 Hz. (e) y (f) 50 Hz. Nótese l

ias bajas debajo de la formación

ncia se observaron posibles reservas remanente41 por el contrario, no ha arrojado respuestaasta ahora.

6

d

f

a

s s


4.2 EFECTO DEL CONTENIDO DE FLUIDOS

Cada fluido tiene densidad y velocidad características que definen las propiedades acústicas de una formación. De acuerdo con el tipo de fluido presente en una formación existe una respuesta sísmica diferente. El tipo de fluido también altera el contenido de frecuencias de la señal sísmica y por lo tanto unas formaciones serán vistas mejor que otras a frecuencias particulares. En esta sección se analiza la influencia del tipo de fluido presente en las zonas de interés, E41 y F11, a través de la técnica de Descomposición Espectral TRF. Una sustitución de fluidos se realiza en una formación específica a través de la modificación de los registros de densidad y velocidad. Los resultados obtenidos son corroborados con los datos espectralmente descompuestos provenientes la técnica AEI. El efecto que se espera ver es la iluminación preferencial a ciertas frecuencias generadas por AEI, en comparación con los resultados arrojados por la substitución de fluidos. 4.2.1 Análisis De Los Registros De Reflectividad Este análisis consiste en la generación y comparación de los espectros de amplitud para las zonas de interés considerando los fluidos originales y simulando una saturación completa de salmuera. De esta forma se puede entender cuando la respuesta de AEI es un efecto de espesor o un efecto de hidrocarburos. Inicialmente se calcularon las amplitudes del espectro para el registro de reflectividad original. El primer paso consistió en crear trazas sintéticas de la misma forma que fueron creadas en la sección 3.4. Se usaron los registros de velocidad Faust y de densidad RHOB para el pozo 9. Cuando se generó el sintético se generaron además los registros de impedancia acústica (AI) y de reflectividad (RC). Este último registro contiene la serie de reflectividad calculada a partir la ecuación 1 para todo el intervalo de tiempo. Se tomaron 113 muestras de la serie de reflectividad para la zona E41 y 98 para la zona F11. Dichas muestras fueron seleccionadas buscando incluir la respectiva formación de interés así como el mayor número de muestras posibles. Estas muestras fueron usadas como datos de entrada para el análisis TRF y se muestran en el Anexo B. La amplitud proveniente de la transformada de Fourier fue calculada a partir de la ecuación 7 de la sección 2.4.1.1. La amplitud resultante se muestra igualmente en el Anexo B. Un segundo paso fue el cálculo de las amplitudes del espectro para el registro de reflectividad con fluidos sustitutos. Se hizo una sustitución de fluidos a los registros de densidad y velocidad del pozo 9 en las zonas E41 y F11 usando la teoría de Gassmann (Rusell y otros, 2001). Para esto se requiere la especificación de dos parámetros: Densidad y Módulo de Elasticidad. Estos parámetros se deben definir para la matriz (arena), el fluido existente (gas) y el fluido substituyente (salmuera) al momento de realizar la substitución. Como no se contaba con dicha información para la matriz y los fluidos se recurrió a la literatura donde se encontraron valores típicos de densidad y módulos elásticos para arena, gas y agua. La Tabla 4 muestra dos series de parámetros que fueron usadas con el fin de buscar el que más reflejara las condiciones reales. De esta forma se pudo simular que las arenas estaban saturadas con salmuera y así se aisló el efecto de hidrocarburos en el espectro de amplitud, al comparar estos resultados con los obtenidos sin substitución de fluidos.

37


Nombre Densidad Modulo de elasticidad (g/cm3) (x1E10 Dina/cm2) primera sustitución

Arena 2,65 11,00 Agua 1,05 2,50 Gas 0,50 0,25

segunda sustitución Arena 2,65 36,50 Agua 1,05 2,50 Gas 0,25 0,10

Tabla 4 Parámetros de densidad y módulos de elasticidad usados para la sustitución de fluidos. Estos parámetros son típicos para formaciones de arena y fluidos como gas y salmuera que fueron tomados de

la literatura.

Con los registros modificados se crearon nuevos registros de reflectividad. Estos registros fueron usados entonces como datos de entrada en TRF y luego sus amplitudes fueron calculadas de manera similar a la realizada con la primera serie de registros. Todos los datos para esta sustitución se muestran en el Anexo B. Para determinar las frecuencias asociadas a cada una de esas amplitudes (sustituidas y no sustituidas) se hizo uso de la teoría de muestreo de datos (Siguenza, 2003), que requiere el cálculo de la Frecuencia de Nyquist como sigue:

tfNyq ∆

=21

(9)

Donde ∆t es la tasa de muestreo de los datos que en este caso fue 0.002 segundos. Así, la frecuencia de Nyquist fue 250 Hz. Este valor fue multiplicado por 2 y dividido por el número de muestras en cada caso para obtener el paso en las frecuencias, tal como lo indica el exponente de la ecuación 4. Las amplitudes fueron graficadas contra las frecuencias comenzando a 0 Hz. para el primer valor de amplitud 4.2.2 Análisis Del Efecto De Hidrocarburos El efecto de la presencia de hidrocarburos se puede notar al diferenciar el comportamiento entre las gráficas originales (con hidrocarburos) y las substituidas (salmuera) de dos maneras: (1) pico para hidrocarburos vs. garganta para salmuera, (2) cuando las curvas de hidrocarburos tienen amplitudes mayores que las curvas con salmuera La Figura 31 muestra los resultados obtenidos del análisis TRF a partir de los primeros parámetros de sustitución para la zona E41. El espectro mostró amplitudes superiores para la curva de hidrocarburos en frecuencias aproximadas de 50 Hz. y 67 Hz., lo que indica de una manera inicial la posible presencia de hidrocarburos. Igualmente se realizó el análisis TRF a partir de los segundos parámetros para la misma zona E41 y el espectro de amplitudes resultante se muestra en la Figura 32. En este caso las amplitudes superiores para la curva que corresponde a los datos reales ocurrieron aproximadamente sobre frecuencias de 67 Hz. y 82 Hz. Estos resultados fueron corroborados con los obtenidos con la técnica AEI a través del despliegue de

38


páneles de frecuencia provenientes de AEI a 50, 67, 82 Hz. La Figura 33 muestra una ampliación de las secciones transversales de la Figura 27 a las tres frecuencias anteriores. Se visualizan iluminaciones significativas alrededor del pozo 9 para dos de las tres frecuencias indicadas por el análisis TRF. Sin embargo, como se observa en la Tabla 2, la zona E41 tiene una frecuencia de entonación de 68 Hz. donde se esperaría que la zona brillara debido a su espesor. Por lo tanto la anomalía de amplitud proveniente del panel de frecuencia a 67 Hz. puede ser causado por cualquiera o por ambos efectos. Es difícil discernir cuál es el efecto predominante dado que no se cuenta con datos de producción que permitan confirmar o descartar la presencia de hidrocarburos en esta zona y en este pozo. La anomalía de amplitud a 50 Hz. que se observa en el espectro de amplitud TRF para la primera sustitución (ver Figura 31) puede no verse claramente en AEI debido a que esta frecuencia se encuentra debajo de la frecuencia de entonación para esta zona (68 Hz.). Las altas amplitudes a las frecuencias correspondientes a la segunda sustitución fueron ambas corroboradas con los paneles de frecuencia (Ver Figura 33) y por lo tanto los segundos parámetros se ajustaron mejor a los resultados obtenidos por AEI. Así, estos parámetros fueron usados para la sustitución de fluidos en la zona F11.

Figura 31. Espectro de amplitudes para la zona E41 con fluidos originales y sustituidos usando la

primera serie de parámetros. Nótense las mayores amplitudes para la curva real (fluidos originales) en las frecuencias 50Hz. y 67Hz.

39


Figura 32 Espectro de amplitudes para la zona E41, incluyendo la curva de comportamiento a partir de

los fluidos originales (hidrocarburos) y la curva con fluidos substituidos (salmuera), para la segunda serie de parámetros de substitución.

Figura 33 Páneles de frecuencia de (a) 50 Hz., (b) 67 y (c) 82 Hz. en la línea 79 (pozo 9) del campo

Stratton. Nótese el efecto de la presencia de hidrocarburos, como iluminaciones preferenciales alrededor del pozo (en b y c) y a la profundidad de la zona E41.

40


La Figura 34 es el espectro de amplitudes generado a partir de análisis TRF para la zona F11. Este espectro muestra la posible presencia de hidrocarburos a las frecuencias de 57 Hz. y 77 Hz. La Figura 35 muestra el comportamiento de amplitudes de esta zona a partir de AEI. En ella se muestra que la iluminación preferencial señalada por TRF es sólo visible para la frecuencia de 77 Hz. La zona F11 no se ilumina a 57 Hz. y la iluminación que se ve a 77 Hz. no es muy intensa. Este fenómeno se debe a que F11 es muy delgada y por lo tanto las ondas no alcanzan a detectarla adecuadamente a frecuencias menores que la de entonación (109 Hz., ver Tabla 2). Para observar una iluminación preferencial adecuada debe contarse con un rango de frecuencias más alto proveniente de la fuente que permitan la visualización de las formaciones a frecuencias tales como esta frecuencia de entonación.

Figura 34 Espectro de amplitudes para la zona F11 con fluidos originales y substituidos. Nótese el efecto

de la presencia de hidrocarburos caracterizado por mayores amplitudes para la curva real (fluidos originales) en las frecuencias 57Hz. y 77Hz

Figura 35 Páneles de frecuencia de (a) 57 Hz. y (b) 77 Hz. en la línea 79 (pozo 9). Nótese que para la

formación F11, el efecto de la presencia de hidrocarburos caracterizado por iluminaciones significativas es solo visible para la frecuencia de 77 Hz.

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En contraste puede observarse que zonas gruesas y superficiales como B46 y C38 tienen altas iluminaciones a lo largo del espectro de frecuencia (Ver Figura 27). Esto se debe a que estas zonas tienen bajas frecuencias de entonación (23 y 31 Hz. respectivamente) dado su espesor y por lo tanto pueden ser observadas a la mayoría de las frecuencias. Además, los problemas de atenuación en zonas superficiales son mínimos lo que hace que alta energía se pueda registrar y visualizar. Ambos métodos, TRF e AEI mostraron que las arenas con hidrocarburos se iluminaron preferencialmente a ciertas frecuencias en contraste con arenas que se sospecha no contienen hidrocarburos como C38 que permaneció iluminada a casi todas las frecuencias desplegadas.

4.3 EFECTO DEL ESPESOR DE LA FORMACIÓN

Existen otros factores, tales como el espesor de la formación, que pueden afectar el comportamiento de la descomposición espectral. Este efecto es particularmente importante en formaciones delgadas (como E41 y F11) donde se pueden presentar iluminaciones debidas a la interferencia de las ondas Como se dijo anteriormente, un modelo de cuña es usado típicamente para simular cambios en espesor. A partir de él se generó sísmica sintética que fue espectralmente descompuesta y posteriormente analizada para determinar el efecto de la variación del espesor en la respuesta espectral. El modelo de cuña se creó mediante la alteración del espesor en los registros GR y velocidad para las formaciones de interés: E41 y F11. El proceso consistió básicamente en escoger dos pozos (pozo 11 y pozo 2) alrededor del pozo 9 para crear el modelo de cuña en las dos formaciones escogidas. Inicialmente se creó una Sección transversal conformada por estos tres pozos donde se simuló la variación en espesor de cada formación a lo largo de la Sección. Con este fin, los registros provenientes del pozo 9 fueron alterados para incrementar o disminuir los espesores de las zonas en los pozos respectivamente. 4.3.1 Modelo De Registros Se tomaron los registros Velocidad y GR del pozo 9 y se crearon registros sintéticos para los otros dos pozos. Inicialmente se amarraron los extremos de los registros originales y el punto medio de la zona de interés. De esta forma la longitud y la profundidad central de la arena no fueron alteradas en el resto del registro. Después, para la zona F11, el registro GR del pozo 9 fue comprimido de manera tal que la arena ahora era de solo 3 ft. de espesor en lugar de 22.4 ft. El registro de velocidad del pozo 9 fue también comprimido hasta el espesor deseado usando el registro GR alterado como guía. Estos nuevos registros fueron cargados en el pozo 11. Se realizó el mismo procedimiento anterior para crear una arena de 120 ft. por medio de la modificación de los registros del pozo 9 en la zona F11, de tal manera de alcanzar dicho espesor. Los registros de velocidad y GR modificados para 120 ft. fueron cargados en el pozo 2 Luego, un procedimiento similar fue realizado para crear el modelo de cuña en la zona E41. La zona original de esta zona (ver Tabla 2) fue modificada para alcanzar espesor de 0 ft. en el pozo 11 y de 170 ft. en el pozo 2.

42


4.3.2 Secciones Transversales Una línea arbitraria fue dibujada en el mapa base del estudio sísmico a través de los tres pozos anteriormente mencionados (pozo 11, 9 y 2) para la zona F11 (ver Figura 36). Una sección transversal fue creada con la arena de 3 ft. a la izquierda (pozo 11), la de 22 ft. en el centro (pozo 9) y la de 120 ft. a la derecha (pozo 2). Se definieron los horizontes, los cuales fueron marcadores de capa arriba de la arena, en el tope de la arena, en la base de la arena y uno debajo de ella. Después las capas y bloques fueron definidos. El mismo procedimiento fue realizado para la zona E41 y los modelos finales se muestran en la Figura 37.

Figura 36 Línea arbitraria en el mapa base para crear la sección transversal

Figura 37 Modelo de Cuña para Zona E41 (izquierda) y F11 (derecha). Ambas secciones transversales

corresponden a la línea arbitraria de la Figura 36 4.3.3 Secciones Sintéticas Después de crear las secciones transversales, las secciones de sísmica sintética fueron creadas de la siguiente manera. Primero que todo se distribuyó la propiedad de velocidad a lo largo de la capa que representa la cuña, tomando la densidad como constante. Para esto se escogió el registro de velocidad y sus valores, en los tres pozos y a la profundidad de las zonas de interés, fueron extrapolados y distribuidos en toda la capa representada por la cuña (ver Figura 38)

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Figura 38 Cálculo de la distribución de los valores de velocidad a partir del registro de velocidad a lo

largo de los horizontes. E41 (izquierda) y F11 (derecha) Las trazas sísmicas fueron calculadas de la distribución de la velocidad a partir de un valor de densidad constante e igual a 1 gr/cc. para todas las capas del modelo y la “wavelet” extraída de la sísmica alrededor del pozo 9 usada para la generación de los sismogramas (ver Figura 39). El procedimiento para la generación de la sísmica sintética es igual al utilizado para la generación de un sismograma. Se calcula impedancia acústica como un producto de velocidad por densidad, se determinan los coeficientes de reflectividad y la “wavelet” les asocia el carácter sísmico.

Figura 39 Secciones sintéticas generadas a partir de la distribución de impedancia acústica para las zonas E41 (izquierda) y F11 (derecha). Nótese la forma de cuña que adquiere la sísmica debido a la variación del

espesor en el modelo.

4.3.4 Análisis Espectral Instantáneo Para El Efecto Del Espesor La técnica de AEI fue aplicada luego a las secciones sintéticas para E41. Las secciones fueron descompuestas en 100 frecuencias, de 0 a 100 Hz. y fueron visualizadas como una línea 3D. El mismo proceso se realizó para el modelo en F11 pero los resultados arrojados fueron muy similares a los encontrados en E41 y por lo tanto se decidió desplegar sólo la información proveniente de E41 y realizar el análisis sobre el efecto del espesor a partir de ésta.

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La inspección de las 100 secciones de frecuencias individuales reveló que existe un ancho de banda de frecuencia que permite la visualización de los datos en estos modelos, que en este caso fue de 10 a 75 Hz. (ver Figura 40). Las frecuencias no útiles fueron descartadas y las frecuencias significativas son mostradas en la Figura 40 donde se observa el comportamiento de amplitud a través de un recorrido ascendente en las frecuencias. Las secciones transversales del modelo de cuña mostradas en esta figura presentan coordenadas de profundidad (eje Y) y número de traza (eje X). Cada número de traza representa un valor de espesor único en el modelo.

da

e b

a f

a c

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Figura 40 Secciones de frecuencia común mostrando el efecto del espesor para el modelo de cuña en E41

a (a)10 Hz., (b)20 Hz, (c)30 Hz, (d)40 Hz, (e)50 Hz, (f)60 Hz, (g)75 Hz. Se observa la variación en el espesor mínimo y en la máxima frecuencia a medida que se incrementa la frecuencia de análisis. El

recuadro amarillo referencia el movimiento del rango de máxima amplitud dentro de la cuña. En el modelo desarrollado para E41, la cuña incrementa el espesor desde 0 ft en la traza 11, hasta 33.8 ft (pozo 9) en la traza 37 y termina a 170 ft (pozo 2) en la traza 101. Las secciones de frecuencia común mostradas en la Figura 40 muestran que una arena de 22 ft., o menos, es muy delgada para ser vista por AEI. Aunque las variaciones en espesor son sutiles cuando se incrementa la frecuencia, se observa un incremento gradual en el espesor mínimo que puede ser detectado. La sección de 10 Hz muestra la primera respuesta en la traza 33 con un espesor de 33 ft La sección de 20 Hz muestra la primera respuesta a 28 ft. (traza 26), mientras a 30-40 Hz la respuesta comienza a 25 ft (traza 24). Esto implica un incremento en la resolución vertical de AEI. A mayores frecuencias, menores espesores pueden ser vistos. La sección de 50 Hz puede resolver espesores de 23 ft (traza 23). Sin embargo, a 60 Hz AEI solo puede ver espesores de 25 ft y no llega a ver arenas de menos espesor. Así, puede verse que el límite de detección de este modelo es 23 ft y este puede ser visto solo para media-alta frecuencia (30 a 60 Hz). Dado que AEI pudo detectar, para este modelo, zonas con espesores mayores de 23 ft para frecuencias de 20-50 Hz, se puede concluir que E41 puede ser vista y por lo tanto no existen problemas de resolución que impidan su visualización. Sin embargo, como se observa en la sección 4.2.2 y en la Figura 40, la zona E41 en el pozo 9 es solo visible a frecuencias altas y la ausencia de amplitudes anómalas a las otras frecuencias se puede deber a varios factores: bajo contraste en la impedancia acústica con respecto a las zonas adyacentes. La diferencia en tiempo que existe entre los datos de saturación presentados por la Tabla 3, 1985, y el estudio sísmico realizado sobre el campo Stratton, 1994, debe ser considerada. Se desconocen trabajos de recompletamiento en el campo que hayan alterado las condiciones de saturación de esta formación y por lo tanto su respuesta en el análisis espectral. Aplicando las conclusiones de este análisis a la zona F11, puede concluirse que esta zona está dentro del rango de espesores detectables mas no resolubles por AEI (ver Tabla 2). La Tabla 6 muestra la variación de la frecuencia de entonación con el espesor para esta zona. Aunque su espesor es insuficiente para identificar el tope y la base de la formación, el comportamiento de las amplitudes permite inferir sobre la existencia de esa formación (ver sección 2.2). Es decir, la zona es detectable a partir del contraste de impedancias con respecto a las capas adyacentes.

g

46


Por otro lado, dado el espesor de la formación E41 era de esperarse que el modelo mostrara la existencia de dos eventos (tope y base), especialmente a altas frecuencias. Aunque es difícil discernir claramente donde AEI puede ver los dos eventos, fue posible una visualización mínima de éstos a partir de 50Hz. (ver Figura 40). El modelo se creó bajo la suposición de capas adyacentes planas lo que hace que la respuesta de la cuña pueda mezclarse con la arena inferior o superior donde la cuña es delgada. Existe un efecto visible en este modelo que tiene que ver con el movimiento de la amplitud máxima dentro de la cuña. Aunque no se muestra un máximo puntual se puede decir que un rango de espesores causa máximas amplitudes (color rojo). Al recorrer el rango de máxima amplitud a través de las secciones de la Figura 40, se puede ver que a medida que las frecuencias incrementan la máxima amplitud se mueve desde las partes más gruesas de la cuña hacia las más delgadas. En los recuadros sobre la Figura 40 se observa claramente el movimiento de amplitudes de derecha a izquierda siempre buscando espesores menores. Por ejemplo, en la sección de 20 Hz el rango de máxima amplitud es observado desde 53 ft.; a 30 Hz desde 42 ft; a 40 y 50 Hz desde 32 ft y a 60 Hz esta máxima amplitud comienza a desaparecer. Este fenómeno se debe al efecto de entonación (ver sección 2.2), ya que cuando las ondas alcanzan espesores pequeños cercanos a λ/4 éstas interfieren constructivamente mostrando una amplitud mayor. A medida que se incrementa la frecuencia, la amplitud máxima se mueve hacia espesores menores y se pierde para espesores mayores ya que en éstos no se produce interferencia constructiva. Queriendo hacer un análisis similar al realizado en el modelo de cuña, pero partiendo de la teoría de resolución vertical explicada matemáticamente en la sección, el espesor de la cuña para E41 y F11 fue medido en varias trazas y se calculó la frecuencia de entonación para cada espesor, a partir de la ecuación 3, usando la velocidad de intervalo determinada en la Tabla 2. Los resultados pueden ser observados en las Tablas 5 y 6 o gráficamente en la Figura 41. Como se ha visto la frecuencia tiene gran influencia en la resolución de AEI. En general, a mayores frecuencias menores espesores pueden ser vistos por AEI. De la Figura 41 puede observarse que los resultados obtenidos por el modelo de cuña fueron corroborados matemáticamente

Número Línea Espesor Frecuencia de

de Traza Transversal Línea De Cuña, ft. Entonación, Hz. 11 89 62 0 -

21 88 72 22 104

31 88 82 33 70

37 89 79 34 68

41 88 92 50 46 51 91 96 75 31

61 100 91 90 26

71 109 86 100 23

81 118 81 130 18

91 126 77 150 15 101 135 72 170 14

Tabla 5 Espesor de la cuña para E41 en varias trazas. Se muestra cual es la frecuencia de entonación y cual es la ubicación de la traza en función de líneas y líneas transversales

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Número de Traza

Línea Transversal Línea

Espesor de Cuña ,ft.

Frecuencia de Entonación, Hz.

11 89 52 3 1225 21 89 62 9.6 255 31 88 72 19 129 41 88 82 23.1 106 51 88 92 36.5 67 61 91 96 55.7 44 71 100 91 75.9 32 81 109 86 92.2 27 91 118 81 111.3 22

101 126 77 122.1 20 111 135 72 123.6 20

Tabla 6 Espesor de la cuña para F11 en varias trazas. Se muestra cual es la frecuencia de entonación y

cual es la ubicación de la traza en términos de líneas y líneas transversales

Figura 41 Variación de la frecuencia de entonación con el espesor para los modelos de cuña realizados

sobre las formaciones E41 y F11.

4.4 APLICACIÓN DE LA TÉCNICA AEI SOBRE TRAZAS SÍSMICAS

Finalmente se hizo un análisis puntual sobre el contenido de frecuencias alrededor del pozo 9. Para esto se llevó a cabo un análisis AEI comparativo entre trazas extraídas alrededor del pozo y sobre trazas sintéticas generadas a partir de los registros del mismo pozo. La técnica AEI fue aplicada sobre la traza extraída del pozo 9 y los resultados fueron visualizados como un grupo de frecuencia tal como se muestra en la Figura 42. En esta figura la curva de tiempo-profundidad fue desplegada con el fin de ubicar mejor las distintas zonas sobre ambos grupos de frecuencia. Es claramente apreciable la iluminación preferencial sobre la zona E41 en el grupo de frecuencia de la traza sintética. Esto es debido a su alto valor de resistividad (ver

48


Figura 25). Así mismo, es clara su pobre iluminación en el grupo de frecuencia de la traza extraída y únicamente presente a altas frecuencias. Este último resultado corrobora lo dicho en la sección 4.2.2. y hace pensar que definitivamente la respuesta del registro de resistividad (así como de los demás registros para esta zona y este pozo) esta influenciada por otros factores ajenos a la presencia hidrocarburos, tales como salinidad de la salmuera presente en el medio, Por otro lado, la zona F11 se iluminó significativamente en el grupo de frecuencia de la traza extraída indicando posible presencia de hidrocarburos. Su iluminación en el grupo de frecuencias de la traza sintética es mínima dado que las respuestas de los registros no son muy pronunciadas por su delgado espesor.

Figura 42 Análisis AEI sobre una traza extraída del pozo 9 en el campo Stratton (izquierda), y sobre una traza sintética generada a partir de los registros de densidad y velocidad del pozo 9 del campo Stratton

(derecha). La curva de tiempo-profundidad es desplegada para la localización precisa de las zonas. Nótese la iluminación de E41 por su alta respuesta en resistividad y su nula respuesta a partir de la traza original del pozo. Nótese igualmente la iluminación preferencial de F11 a partir de la traza extraída, así como su

poca iluminación sobre la traza sintética dado su poco espesor.

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Capítulo 5: Conclusiones y Recomendaciones

5. CONCLUSIONES

El Análisis Espectral Instantáneo puede ser usado como indicador directo de hidrocarburos y detector de yacimientos delgados de gas mediante análisis de atenuación, sombras de baja frecuencia en yacimientos e Iluminación preferencial a la frecuencia de entonación. Las sombras de baja frecuencia fueron observadas en la formación F11 indicando la posible presencia de hidrocarburos. E41, por el contrario, no mostró anomalías de este tipo. Esto puede deberse a que no se trata de una capa delgada y por tanto no muestra anomalías de amplitud debajo de la formación. La combinación del análisis TRF y la técnica AEI permitió visualizar el efecto de los hidrocarburos en el espectro de frecuencia generado para las formaciones de interés. El análisis de variación del espesor demostró que el mínimo espesor resoluble por la sísmica es 23 ft. Por tanto, la formación E41 puede ser resuelta. F11 solo puede ser detectada basada en el comportamiento de las amplitudes. Se pudo observar el movimiento de altas amplitudes desde grandes espesores a partes más delgadas al incrementar la frecuencia como característica de capas saturadas con hidrocarburos. Este fenómeno es muy importante ya que aún cuando el tope y la base no puedan ser identificados, la presencia de hidrocarburos permite detectar la ubicación de la capa.

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Capítulo 5: Conclusiones y Recomendaciones

6. RECOMENDACIONES

La técnica AEI, basada en el análisis de amplitudes y frecuencia, es útil como indicador de hidrocarburos. Es necesario, sin embargo, un análisis detallado de registros de pozo, los cuales deben ser contemporáneos al estudio sísmico de tal manera que reflejen condiciones similares en los yacimientos. Las respuestas de amplitud y los resultados de una descomposición espectral varían de acuerdo con el tipo de depositación. Un conocimiento adecuado de la geología del área es fundamental para entender de manera global dónde podrían encontrarse respuestas positivas con respecto a la presencia de hidrocarburos. Con el objetivo de obtener resultados más precisos y puntales es indispensable conocer en detalle el proceso de adquisición de los datos sísmicos, parámetros de procesamiento y, en general, la mayor cantidad de información sísmica procesada. Para el análisis de reservas remanentes de hidrocarburos, la información de producción es importante para verificar que las anomalías de amplitud corresponden a hidrocarburos y no a otros factores como litología, errores de procesamiento o ruido.

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ANEXOS

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ANEXO A

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Atenuación (Attenuation): Pérdida de energía de una onda cuando ésta viaja a través del subsuelo. Convolución (Convolution): Procedimiento matemático para mezclar dos funciones. La relación entre convolución y la Transformada de Fourier viene definida por un Teorema que afirma que el unir (mezclar) dos funciones dependientes del tiempo es equivalente a multiplicar sus Transformadas de Fourier Espesor Temporal (Temporal Thickness): Espesor de una formación en unidades de tiempo. Usando una función de velocidad (o el valor de la velocidad de onda en la formación) puede convertirse a espesor estratigráfico. Frecuencias Alias (Alias Frequencies): Componentes de frecuencia deseados generados durante la reconstrucción de la señal cuando la frecuencia del espectro es más baja que la frecuencia de Nyquist. Frecuencia de entonación (Tuning Frequency): La mínima frecuencia a la cual una zona se puede detectar dado su espesor y su velocidad. Grupos de Frecuencia (Frequency Gathers): se muestra la distribución de amplitud de una sola traza a diferentes frecuencias. Páneles de Frecuencia (Common Frequency Section): Sección transversal que muestra el nivel de amplitud de una Sección sísmica para una sola frecuencia. Puntos Brillantes (Bright Spots): un incremento local en la amplitud de la onda sísmica reflejada y producido por la presencia de un contraste fuerte en el coeficiente de reflexión indica frecuentemente la presencia de hidrocarburos en el yacimiento. Sección de horizonte (Horizon Slice): muestra la distribución de amplitud en un horizonte. Puede igualmente ser desplegado a una sola frecuencia una vez un análisis de descomposición espectral (AEI) ha sido realizado. Secciones Temporales (Time Slice): Sección horizontal que despliega la distribución de amplitudes a un tiempo dado. Sombras de Baja de Frecuencia (Low Frequency Shadows): Altas amplitudes debajo del yacimiento que se presentan a bajas frecuencias. Yacimientos delgados con contenido normal de frecuencias (al tope del reservorio) pueden afectar la respuesta por debajo de ellos creando las llamadas sombras de baja frecuencia.

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ANEXO B

EFECTO DEL CONTENIDO DE FLUIDOS

Tiempo Coeficiente de Amplitud Frecuencia (s) Reflexión Salmuera HC (Hz.) Salmuera HC

1,54 0,0089 -0,0494 0,0887 0,0544 0 1,542 0,0385 0,0197 0,2070 0,0887 4,42 1,544 0,0323 0,0422 0,0784 0,2070 8,85 1,546 0,1382 0,1656 0,2211 0,0784 13,27 1,548 0,0075 0,0084 0,3270 0,2211 17,70 1,55 -0,0206 -0,0255 0,2950 0,3270 22,12 1,552 -0,0513 -0,0518 0,4080 0,2950 26,55 1,554 -0,0814 -0,1063 0,1114 0,4080 30,97 1,556 -0,0212 -0,0283 0,0870 0,1114 35,40 1,558 0,0381 0,1012 0,3134 0,0870 39,82 1,56 -0,0028 0,0097 0,7511 0,3134 44,25 1,562 -0,0235 -0,0235 0,6752 0,7511 48,67 1,564 -0,0197 -0,0197 0,3515 0,6752 53,10 1,566 -0,0257 -0,0257 0,3207 0,3515 57,52 1,568 0,0403 0,0403 0,4868 0,3207 61,95 1,57 -0,0500 -0,0500 0,3284 0,4868 66,37 1,572 -0,0328 -0,0328 0,0551 0,3284 70,80 1,574 -0,0233 -0,0233 0,7485 0,0551 75,22 1,576 0,0031 0,0031 0,6544 0,7485 79,65 1,578 0,0253 0,0253 0,3519 0,6544 84,07 1,58 0,0342 0,0342 0,4201 0,3519 88,50 1,582 -0,0055 -0,0055 0,5547 0,4201 92,92 1,584 0,0632 0,0632 0,7751 0,5547 97,35 1,586 0,0076 0,0076 0,4706 0,7751 101,77 1,588 -0,0688 -0,0688 0,7366 0,4706 106,19 1,59 -0,0086 -0,0086 0,5783 0,7366 110,62 1,592 0,0200 0,0200 0,1939 0,5783 115,04 1,594 -0,0390 -0,0390 0,5010 0,1939 119,47 1,596 0,0193 0,0193 0,2884 0,5010 123,89 1,598 -0,0155 -0,0155 0,9477 0,2884 128,32 1,6 -0,0468 -0,0468 0,5338 0,9477 132,74 1,602 0,0189 0,0189 0,2667 0,5338 137,17 1,604 -0,0018 -0,0018 0,5441 0,2667 141,59 1,606 0,0558 0,0558 0,8515 0,5441 146,02 1,608 -0,0048 -0,0048 0,6013 0,8515 150,44 1,61 0,0068 0,0068 0,2511 0,6013 154,87 1,612 -0,0168 -0,0168 0,1255 0,2511 159,29 1,614 -0,0477 -0,0477 0,3609 0,1255 163,72 1,616 0,0113 0,0113 0,5062 0,3609 168,14 1,618 0,0163 0,0163 0,5635 0,5062 172,57 1,62 0,0517 0,0517 0,8168 0,5635 176,99 1,622 0,0025 0,0025 0,3150 0,8168 181,42 1,624 -0,0483 -0,0483 0,2081 0,3150 185,84

56

1,626 -0,0219 -0,0219 0,4444 0,2081 190,27 1,628 0,0175 0,0175 0,1867 0,4444 194,69 1,63 -0,0239 -0,0239 0,3441 0,1867 199,12 1,632 0,0217 0,0217 0,5056 0,3441 203,54 1,634 -0,0338 -0,0338 0,5467 0,5056 207,96 1,636 -0,0160 -0,0160 0,5963 0,5467 212,39 1,638 0,0616 0,0616 0,1611 0,5963 216,81 1,64 -0,0133 -0,0133 0,2341 0,1611 221,24 1,642 0,0091 0,0091 0,5460 0,2341 225,66 1,644 0,0273 0,0273 0,5890 0,5460 230,09 1,646 0,0602 0,0602 0,3812 0,5890 234,51 1,648 0,0280 0,0280 0,3181 0,3812 238,94 1,65 -0,0239 -0,0239 0,2087 0,3181 243,36 1,652 -0,0766 -0,0766 0,2087 0,2087 247,79 1,654 -0,0094 -0,0094 0,3181 0,2087 252,21 1,656 0,0214 0,0214 0,3812 0,3181 256,64 1,658 0,0465 0,0465 0,5890 0,3812 261,06 1,66 -0,0205 -0,0205 0,5460 0,5890 265,49 1,662 -0,0147 -0,0147 0,2341 0,5460 269,91 1,664 -0,0697 -0,0697 0,1611 0,2341 274,34 1,666 0,0890 0,0890 0,5963 0,1611 278,76 1,668 -0,0032 -0,0032 0,5467 0,5963 283,19 1,67 -0,0760 -0,0760 0,5056 0,5467 287,61 1,672 0,0193 0,0193 0,3441 0,5056 292,04 1,674 0,0209 0,0209 0,1867 0,3441 296,46 1,676 -0,0415 -0,0415 0,4444 0,1867 300,88 1,678 0,0055 0,0055 0,2081 0,4444 305,31 1,68 0,0557 0,0557 0,3150 0,2081 309,73 1,682 0,0408 0,0408 0,8168 0,3150 314,16 1,684 0,0068 0,0068 0,5635 0,8168 318,58 1,686 -0,0885 -0,0885 0,5062 0,5635 323,01 1,688 0,0185 0,0185 0,3609 0,5062 327,43 1,69 0,0355 0,0355 0,1255 0,3609 331,86 1,692 -0,0503 -0,0503 0,2511 0,1255 336,28 1,694 -0,0302 -0,0302 0,6013 0,2511 340,71 1,696 0,0026 0,0026 0,8515 0,6013 345,13 1,698 0,0534 0,0534 0,5441 0,8515 349,56 1,7 -0,0425 -0,0425 0,2667 0,5441 353,98 1,702 -0,0355 -0,0355 0,5338 0,2667 358,41 1,704 0,0377 0,0377 0,9477 0,5338 362,83 1,706 -0,0064 -0,0064 0,2884 0,9477 367,26 1,708 -0,0165 -0,0165 0,5010 0,2884 371,68 1,71 0,0120 0,0120 0,1939 0,5010 376,11 1,712 0,0540 0,0540 0,5783 0,1939 380,53 1,714 -0,0597 -0,0597 0,7366 0,5783 384,96 1,716 0,0119 0,0119 0,4706 0,7366 389,38 1,718 0,0377 0,0377 0,7751 0,4706 393,81 1,72 -0,0321 -0,0321 0,5547 0,7751 398,23 1,722 -0,0217 -0,0217 0,4201 0,5547 402,65 1,724 0,0071 0,0071 0,3519 0,4201 407,08 1,726 0,0717 0,0717 0,6544 0,3519 411,50

57

1,728 -0,0046 -0,0046 0,7485 0,6544 415,93 1,73 0,0045 0,0045 0,0551 0,7485 420,35 1,732 0,0138 0,0138 0,3284 0,0551 424,78 1,734 -0,0170 -0,0170 0,4868 0,3284 429,20 1,736 0,0057 0,0057 0,3207 0,4868 433,63 1,738 -0,0260 -0,0260 0,3515 0,3207 438,05 1,74 -0,0491 -0,0491 0,6752 0,3515 442,48 1,742 -0,0178 -0,0178 0,7511 0,6752 446,90 1,744 0,0580 0,0580 0,3134 0,7511 451,33 1,746 0,0147 0,0147 0,0870 0,3134 455,75 1,748 -0,0773 -0,0773 0,1114 0,0870 460,18 1,75 0,0999 0,0999 0,4080 0,1114 464,60 1,752 -0,0345 -0,0345 0,2950 0,4080 469,03 1,754 0,0067 0,0067 0,3270 0,2950 473,45 1,756 0,0624 0,0624 0,2211 0,3270 477,88 1,758 -0,0739 -0,0739 0,0784 0,2211 482,30 1,76 -0,0119 -0,0119 0,2070 0,0784 486,73 1,762 -0,0192 -0,0192 0,0887 0,2070 491,15 1,764 0,0912 0,0912 0,0000 0,0887 495,58

Tabla B.1. (7) Descomposición Espectral TRF usando los primeros parámetros de sustitución para E41

Tiempo Coeficiente de Amplitud Frecuencia (s) Reflexión Salmuera HC (Hz.) Salmuera HC

1,54 -0,0441 -0,0494 0,0710 0,0544 0 1,542 0,0188 0,0197 0,1068 0,0887 4,42 1,544 0,0347 0,0422 0,2544 0,2070 8,85 1,546 0,1196 0,1656 0,1063 0,0784 13,27 1,548 0,0058 0,0084 0,2926 0,2211 17,70 1,55 -0,0213 -0,0255 0,3997 0,3270 22,12 1,552 -0,0298 -0,0518 0,3234 0,2950 26,55 1,554 -0,0801 -0,1063 0,4881 0,4080 30,97 1,556 -0,0247 -0,0283 0,1959 0,1114 35,40 1,558 0,0735 0,1012 0,1815 0,0870 39,82 1,56 0,0068 0,0097 0,2548 0,3134 44,25 1,562 -0,1227 -0,0235 0,5867 0,7511 48,67 1,564 -0,0197 -0,0197 0,4933 0,6752 53,10 1,566 -0,0257 -0,0257 0,2592 0,3515 57,52 1,568 0,0403 0,0403 0,1507 0,3207 61,95 1,57 -0,0500 -0,0500 0,2964 0,4868 66,37 1,572 -0,0328 -0,0328 0,1506 0,3284 70,80 1,574 -0,0233 -0,0233 0,2280 0,0551 75,22 1,576 0,0031 0,0031 0,7662 0,7485 79,65 1,578 0,0253 0,0253 0,5374 0,6544 84,07 1,58 0,0342 0,0342 0,3156 0,3519 88,50 1,582 -0,0055 -0,0055 0,3660 0,4201 92,92 1,584 0,0632 0,0632 0,5650 0,5547 97,35 1,586 0,0076 0,0076 0,7919 0,7751 101,77 1,588 -0,0688 -0,0688 0,4782 0,4706 106,19

58

1,59 -0,0086 -0,0086 0,7415 0,7366 110,62 1,592 0,0200 0,0200 0,6089 0,5783 115,04 1,594 -0,0390 -0,0390 0,1851 0,1939 119,47 1,596 0,0193 0,0193 0,5309 0,5010 123,89 1,598 -0,0155 -0,0155 0,3108 0,2884 128,32 1,6 -0,0468 -0,0468 0,9063 0,9477 132,74 1,602 0,0189 0,0189 0,6063 0,5338 137,17 1,604 -0,0018 -0,0018 0,2141 0,2667 141,59 1,606 0,0558 0,0558 0,5962 0,5441 146,02 1,608 -0,0048 -0,0048 0,8861 0,8515 150,44 1,61 0,0068 0,0068 0,5555 0,6013 154,87 1,612 -0,0168 -0,0168 0,3027 0,2511 159,29 1,614 -0,0477 -0,0477 0,2000 0,1255 163,72 1,616 0,0113 0,0113 0,4555 0,3609 168,14 1,618 0,0163 0,0163 0,3951 0,5062 172,57 1,62 0,0517 0,0517 0,5698 0,5635 176,99 1,622 0,0025 0,0025 0,6792 0,8168 181,42 1,624 -0,0483 -0,0483 0,2400 0,3150 185,84 1,626 -0,0219 -0,0219 0,1951 0,2081 190,27 1,628 0,0175 0,0175 0,5540 0,4444 194,69 1,63 -0,0239 -0,0239 0,0626 0,1867 199,12 1,632 0,0217 0,0217 0,3893 0,3441 203,54 1,634 -0,0338 -0,0338 0,4747 0,5056 207,96 1,636 -0,0160 -0,0160 0,4646 0,5467 212,39 1,638 0,0616 0,0616 0,6479 0,5963 216,81 1,64 -0,0133 -0,0133 0,2305 0,1611 221,24 1,642 0,0091 0,0091 0,3218 0,2341 225,66 1,644 0,0273 0,0273 0,5399 0,5460 230,09 1,646 0,0602 0,0602 0,6309 0,5890 234,51 1,648 0,0280 0,0280 0,2630 0,3812 238,94 1,65 -0,0239 -0,0239 0,3283 0,3181 243,36 1,652 -0,0766 -0,0766 0,1065 0,2087 247,79 1,654 -0,0094 -0,0094 0,1065 0,2087 252,21 1,656 0,0214 0,0214 0,3283 0,3181 256,64 1,658 0,0465 0,0465 0,2630 0,3812 261,06 1,66 -0,0205 -0,0205 0,6309 0,5890 265,49 1,662 -0,0147 -0,0147 0,5399 0,5460 269,91 1,664 -0,0697 -0,0697 0,3218 0,2341 274,34 1,666 0,0890 0,0890 0,2305 0,1611 278,76 1,668 -0,0032 -0,0032 0,6479 0,5963 283,19 1,67 -0,0760 -0,0760 0,4646 0,5467 287,61 1,672 0,0193 0,0193 0,4747 0,5056 292,04 1,674 0,0209 0,0209 0,3893 0,3441 296,46 1,676 -0,0415 -0,0415 0,0626 0,1867 300,88 1,678 0,0055 0,0055 0,5540 0,4444 305,31 1,68 0,0557 0,0557 0,1951 0,2081 309,73 1,682 0,0408 0,0408 0,2400 0,3150 314,16 1,684 0,0068 0,0068 0,6792 0,8168 318,58 1,686 -0,0885 -0,0885 0,5698 0,5635 323,01 1,688 0,0185 0,0185 0,3951 0,5062 327,43 1,69 0,0355 0,0355 0,4555 0,3609 331,86

59

1,692 -0,0503 -0,0503 0,2000 0,1255 336,28 1,694 -0,0302 -0,0302 0,3027 0,2511 340,71 1,696 0,0026 0,0026 0,5555 0,6013 345,13 1,698 0,0534 0,0534 0,8861 0,8515 349,56 1,7 -0,0425 -0,0425 0,5962 0,5441 353,98 1,702 -0,0355 -0,0355 0,2141 0,2667 358,41 1,704 0,0377 0,0377 0,6063 0,5338 362,83 1,706 -0,0064 -0,0064 0,9063 0,9477 367,26 1,708 -0,0165 -0,0165 0,3108 0,2884 371,68 1,71 0,0120 0,0120 0,5309 0,5010 376,11 1,712 0,0540 0,0540 0,1851 0,1939 380,53 1,714 -0,0597 -0,0597 0,6089 0,5783 384,96 1,716 0,0119 0,0119 0,7415 0,7366 389,38 1,718 0,0377 0,0377 0,4782 0,4706 393,81 1,72 -0,0321 -0,0321 0,7919 0,7751 398,23 1,722 -0,0217 -0,0217 0,5650 0,5547 402,65 1,724 0,0071 0,0071 0,3660 0,4201 407,08 1,726 0,0717 0,0717 0,3156 0,3519 411,50 1,728 -0,0046 -0,0046 0,5374 0,6544 415,93 1,73 0,0045 0,0045 0,7662 0,7485 420,35 1,732 0,0138 0,0138 0,2280 0,0551 424,78 1,734 -0,0170 -0,0170 0,1506 0,3284 429,20 1,736 0,0057 0,0057 0,2964 0,4868 433,63 1,738 -0,0260 -0,0260 0,1507 0,3207 438,05 1,74 -0,0491 -0,0491 0,2592 0,3515 442,48 1,742 -0,0178 -0,0178 0,4933 0,6752 446,90 1,744 0,0580 0,0580 0,5867 0,7511 451,33 1,746 0,0147 0,0147 0,2548 0,3134 455,75 1,748 -0,0773 -0,0773 0,1815 0,0870 460,18 1,75 0,0999 0,0999 0,1959 0,1114 464,60 1,752 -0,0345 -0,0345 0,4881 0,4080 469,03 1,754 0,0067 0,0067 0,3234 0,2950 473,45 1,756 0,0624 0,0624 0,3997 0,3270 477,88 1,758 -0,0739 -0,0739 0,2926 0,2211 482,30 1,76 -0,0119 -0,0119 0,1063 0,0784 486,73 1,762 -0,0192 -0,0192 0,2544 0,2070 491,15 1,764 0,0912 0,0912 0,1068 0,0887 495,58

Tabla B.2. (8) Descomposición Espectral TRF usando los segundos parámetros de sustitución para E41

Tiempo Coeficiente de Amplitud Frecuencia (s.) Reflexión Salmuera HC (Hz.)

Salmuera HC 1,57 -0,0500 -0,0500 0,0544 0,0710 0 1,572 -0,0328 -0,0328 0,0887 0,1068 5,10 1,574 0,0286 -0,0233 0,2070 0,2544 10,20 1,576 0,0905 0,0031 0,0784 0,1063 15,31 1,578 0,0161 0,0253 0,2211 0,2926 20,41 1,58 0,0288 0,0342 0,3270 0,3997 25,51

60

1,582 -0,0029 -0,0055 0,2950 0,3234 30,61 1,584 0,0388 0,0632 0,4080 0,4881 35,71 1,586 -0,0008 0,0076 0,1114 0,1959 40,82 1,588 -0,0441 -0,0688 0,0870 0,1815 45,92 1,59 -0,0033 -0,0086 0,3134 0,2548 51,02 1,592 0,0206 0,0200 0,7511 0,5867 56,12 1,594 -0,0336 -0,0390 0,6752 0,4933 61,22 1,596 0,0152 0,0193 0,3515 0,2592 66,33 1,598 -0,0124 -0,0155 0,3207 0,1507 71,43 1,6 -0,0358 -0,0468 0,4868 0,2964 76,53 1,602 -0,1056 0,0189 0,3284 0,1506 81,63 1,604 -0,0175 -0,0018 0,0551 0,2280 86,73 1,606 0,0558 0,0558 0,7485 0,7662 91,84 1,608 -0,0048 -0,0048 0,6544 0,5374 96,94 1,61 0,0068 0,0068 0,3519 0,3156 102,04 1,612 -0,0168 -0,0168 0,4201 0,3660 107,14 1,614 -0,0477 -0,0477 0,5547 0,5650 112,24 1,616 0,0113 0,0113 0,7751 0,7919 117,35 1,618 0,0163 0,0163 0,4706 0,4782 122,45 1,62 0,0517 0,0517 0,7366 0,7415 127,55 1,622 0,0025 0,0025 0,5783 0,6089 132,65 1,624 -0,0483 -0,0483 0,1939 0,1851 137,76 1,626 -0,0219 -0,0219 0,5010 0,5309 142,86 1,628 0,0175 0,0175 0,2884 0,3108 147,96 1,63 -0,0239 -0,0239 0,9477 0,9063 153,06 1,632 0,0217 0,0217 0,5338 0,6063 158,16 1,634 -0,0338 -0,0338 0,2667 0,2141 163,27 1,636 -0,0160 -0,0160 0,5441 0,5962 168,37 1,638 0,0616 0,0616 0,8515 0,8861 173,47 1,64 -0,0133 -0,0133 0,6013 0,5555 178,57 1,642 0,0091 0,0091 0,2511 0,3027 183,67 1,644 0,0273 0,0273 0,1255 0,2000 188,78 1,646 0,0602 0,0602 0,3609 0,4555 193,88 1,648 0,0280 0,0280 0,5062 0,3951 198,98 1,65 -0,0239 -0,0239 0,5635 0,5698 204,08 1,652 -0,0766 -0,0766 0,8168 0,6792 209,18 1,654 -0,0094 -0,0094 0,3150 0,2400 214,29 1,656 0,0214 0,0214 0,2081 0,1951 219,39 1,658 0,0465 0,0465 0,4444 0,5540 224,49 1,66 -0,0205 -0,0205 0,1867 0,0626 229,59 1,662 -0,0147 -0,0147 0,3441 0,3893 234,69 1,664 -0,0697 -0,0697 0,5056 0,4747 239,80 1,666 0,0890 0,0890 0,5467 0,4646 244,90 1,668 -0,0032 -0,0032 0,5963 0,6479 250,00 1,67 -0,0760 -0,0760 0,1611 0,2305 255,10 1,672 0,0193 0,0193 0,2341 0,3218 260,20 1,674 0,0209 0,0209 0,5460 0,5399 265,31 1,676 -0,0415 -0,0415 0,5890 0,6309 270,41 1,678 0,0055 0,0055 0,3812 0,2630 275,51 1,68 0,0557 0,0557 0,3181 0,3283 280,61 1,682 0,0408 0,0408 0,2087 0,1065 285,71

61

1,684 0,0068 0,0068 0,2087 0,1065 290,82 1,686 -0,0885 -0,0885 0,3181 0,3283 295,92 1,688 0,0185 0,0185 0,3812 0,2630 301,02 1,69 0,0355 0,0355 0,5890 0,6309 306,12 1,692 -0,0503 -0,0503 0,5460 0,5399 311,22 1,694 -0,0302 -0,0302 0,2341 0,3218 316,33 1,696 0,0026 0,0026 0,1611 0,2305 321,43 1,698 0,0534 0,0534 0,5963 0,6479 326,53 1,7 -0,0425 -0,0425 0,5467 0,4646 331,63 1,702 -0,0355 -0,0355 0,5056 0,4747 336,73 1,704 0,0377 0,0377 0,3441 0,3893 341,84 1,706 -0,0064 -0,0064 0,1867 0,0626 346,94 1,708 -0,0165 -0,0165 0,4444 0,5540 352,04 1,71 0,0120 0,0120 0,2081 0,1951 357,14 1,712 0,0540 0,0540 0,3150 0,2400 362,24 1,714 -0,0597 -0,0597 0,8168 0,6792 367,35 1,716 0,0119 0,0119 0,5635 0,5698 372,45 1,718 0,0377 0,0377 0,5062 0,3951 377,55 1,72 -0,0321 -0,0321 0,3609 0,4555 382,65 1,722 -0,0217 -0,0217 0,1255 0,2000 387,76 1,724 0,0071 0,0071 0,2511 0,3027 392,86 1,726 0,0717 0,0717 0,6013 0,5555 397,96 1,728 -0,0046 -0,0046 0,8515 0,8861 403,06 1,73 0,0045 0,0045 0,5441 0,5962 408,16 1,732 0,0138 0,0138 0,2667 0,2141 413,27 1,734 -0,0170 -0,0170 0,5338 0,6063 418,37 1,736 0,0057 0,0057 0,9477 0,9063 423,47 1,738 -0,0260 -0,0260 0,2884 0,3108 428,57 1,74 -0,0491 -0,0491 0,5010 0,5309 433,67 1,742 -0,0178 -0,0178 0,1939 0,1851 438,78 1,744 0,0580 0,0580 0,5783 0,6089 443,88 1,746 0,0147 0,0147 0,7366 0,7415 448,98 1,748 -0,0773 -0,0773 0,4706 0,4782 454,08 1,75 0,0999 0,0999 0,7751 0,7919 459,18 1,752 -0,0345 -0,0345 0,5547 0,5650 464,29 1,754 0,0067 0,0067 0,4201 0,3660 469,39 1,756 0,0624 0,0624 0,3519 0,3156 474,49 1,758 -0,0739 -0,0739 0,6544 0,5374 479,59 1,76 -0,0119 -0,0119 0,7485 0,7662 484,69 1,762 -0,0192 -0,0192 0,0551 0,2280 489,80 1,764 -1,0000 0,0912 0,3284 0,1506 494,90

Tabla B.3. (9) Descomposición Espectral TRF usando los segundos parámetros de sustitución para F11

62

ANEXO C

THE KINGDOM SUITE

El programa The Kingdom Suite (TKS) es la base de este trabajo de trago. Su manejo permitió realizar mucho más fácilmente la mayoría de los procesos que fueron mostrados en los capítulos 3 y 4. TKS, además de ser básicamente un visualizador de datos sísmicos, permite cargar y posteriormente desplegar información de pozos tales como las curvas de tiempo – profundidad, registros de pozos y topes de formación, si se tienen. TKS ofrece además una serie de herramientas que permiten el aprovechamiento de esa información, haciendo más consistente la interpretación y la correlación de datos de pozo con la sísmica. TKS cuenta con una serie de módulos orientados hacia fines específicos. En este proyecto los módulos fueron aprovechados de la siguientes maneras. El módulo SynPAK permite la generación de los sismogramas sintéticos mediante el uso de los registros de velocidad y densidad, y la selección de una ondícula base. Los registros a utilizar pueden ser elegidos según la disponibilidad de registros en el pozo en el cual se trabaja. Así mismo permite la utilización de densidad constante cuando el registro no está disponible o no es confiable. Se puede elegir una curva de tiempo-profundidad, una ondícula y una traza proveniente de la región cercana al pozo con fines comparativos. En cuanto a la selección de la ondícula base, TKS permite la selección de una gran variedad de ondículas teóricas definidas por una serie de parámetros que definen su contenido de frecuencias y por lo tanto a su resolución vertical. Estos parámetros son modificables. Para el análisis de entonación realizado durante la selección de la ondícula base se hizo uso de la opción “tuning análisis” sobre el menú Tools. La calibración de la curva de tiempo-profundidad, proceso inicial y base para todo análisis de datos sísmicos, se realizó igualmente usando el módulo SynPAK. Allí es posible alterar los sintéticos por medio de desplazamientos en tiempo o por su contracción o expansión de acuerdo con el contenido sísmico al cual se calibra. El módulo ModPAK fue importante en la generación del modelo de cuña usado para el análisis del efecto del espesor de las formaciones sobre las respuestas de amplitud obtenidas a partir de la técnica AEI. Este módulo permite la generación de modelos geológicos y, a partir de ellos, la generación de sísmica sintética mediante el uso de los registros de velocidad y densidad, tal como se explico en la sección 4.3.2 y 4.3.3. El editor de registros de TKS permitió la manipulación y alteración de los registros eléctricos de los pozos. En nuestro trabajo se modificaron los registros para la generación del modelo de cuña. El editor de registros fue igualmente usado para desplegar los registros de los pozos y para posteriormente identificar las zonas de interés. Cuando la técnica AEI fue aplicada al cubo sísmico total, al modelo de cuña y a las trazas sintéticas, era necesario exportar los archivos respectivos bajo la extensión .SGY. Esta extensión es compatible con el algoritmo encargado de realizar la descomposición espectral. Los resultados de cada descomposición fueron nuevamente importados y cargados en TKS para su despliegue e interpretación.

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ANEXO D

PROCESO DE DESCOMPOSICIÓN USANDO INSPECT

El proceso de descomposición espectral fue realizado por medio de la utilización del algoritmo INSPECT. Este algoritmo se basa en el método de búsqueda de ajuste (mencionado en la sección 2.4.2) y fue creado por quienes propusieron la técnica AEI (3) Una vez el archivo es exportado desde TKS, la siguiente información debe ser especificada para que INSPECT pueda ser corrido:

a. Ubicación precisa del archivo que contiene los datos sísmicos (archivos .SGY) b. Ubicación del archivo de salida donde se almacenarán los resultados y que también

tendrá extensión .SGY c. Ubicación del archivo residual, el cual almacena ruido básicamente. d. Frecuencia Inicial a la cual se desea descomponer e. Frecuencia Final a la cual se desea descomponer f. Tamaño de Paso

De esta manera, el cubo sísmico original, el sísmica sintética obtenida a partir del modelo de cuña, y la traza extraída del pozo 9 fueron descompuestos en 100 frecuencias, de 1 a 100 Hz. Los archivos de salida fueron luego importados y cargados en TKS como atributos sísmicos independientes.

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anlisis de la utilidad de la descomposicin … · anÁlisis de la utilidad de la descomposiciÓn...

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