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8th Simposio Bolivariano - Exploracion Petrolera en las Cuencas Subandinas
- Conference date: 21 Sep 2003 - 24 Sep 2003
- Location: Cartagena de Indias, Colombia
- Published: 21 September 2003
21 - 40 of 92 results
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Evaluación Del Riesgo De Carga De Hidrocarburos A Través De La Integración De Nuevas Tecnologías De Modelamiento De Cuencas Y Métodos Tradicionales De Exploración
Authors F. Gonçalves and R. BedregalExisten básicamente dos riesgos que deben ser evaluados en la exploración de petróleo: el asociado a la trampa y el relacionado a la carga de hidrocarburos. El análisis del riesgo de existencia de trampa (incluyendo la presencia de rocas reservorio y sellantes) es rutinariamente realizado a través de la interpretación directa de datos geológicos y geofísicos usando métodos tradicionales. El riesgo de carga a su vez, muchas veces no es evaluado adecuadamente debido a la gran complejidad de la interacción entre los fenómenos físicos y químicos que controlan la generación y migración del petróleo, tales como sedimentación, compactación, conducción de calor, cinética química y flujo de fluidos en medios porosos. El análisis integral de estos fenómenos requiere la aplicación de nuevas tecnologías de modelamiento de cuencas y sistemas petrolíferos, las únicas que permiten simularlos de forma integrada y físicamente consistente. A pesar de haberse convertido en una herramienta estratégica en las compañías de petróleo, el modelamiento es frecuentemente usado de forma aislada. En este trabajo se discute el estado del arte de las tecnologías de modelamiento multidimensional (1, 2 y 3-D) y se presenta, a través de ejemplos prácticos en cuencas sedimentarias de Sudamérica, como sólo con un abordaje integrado con las herramientas tradicionales de la exploración (sísmica, geoquímica, etc.) se puede reconstruir de forma confiable la historia geológica del sistema petrolífero y refinar la evaluación del riesgo de carga.
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Caracterizacion De Crudos De La Subcuenca De Barinas, Venezuela: Cromatografia De Gases De Alta Temperatura Y De Crudo Total
Authors L. López, J. Torrealba and S. Lo MónacoSe estudiaron 33 muestras de crudos de 7 campos (Caipe, Silvestre, Sinco, Silvan, Palmita, La Victoria y Guafita) de la Subcuenca de Barinas Venezuela, mediante cromatografía de gases de crudo total (CGCT) y cromatografía de alta temperatura (CGAT). Por CGCT se detectó la presencia de n-alcanos de bajo peso molecular (n- C5 a n-C9) y aromáticos simples (benceno, tolueno), a excepción de algunos crudos en pozos del área de Barinas, donde estos componentes están ausentes indicando el lavado por aguas. Algunas relaciones obtenidas para los componentes de la fracción C15-, permiten diferenciar los crudos, de acuerdo a tres patrones en los diagramas olares. Un patrón para los crudos de La Victoria, otro para los de Silvan y un tercer patrón para el resto de los campos. Del estudio de los hidrocarburos de alto peso molecular (C40+) se calculó el CPI en el intervalo entre C42-C46, donde solo cinco crudos presentan valores > 1, de acuerdo a la literatura indica ambiente de sedimentación marino. Este resultado no concuerda con estudios anteriores, donde mediante biomarcadores e isótopos se obtuvo que los crudos de la Subcuenca de Barinas son de una fuente de materia orgánica mixta (marinoterrestre). Para el resto de los crudos (CPI < 1) se asocia a ambiente lacustrino de agua dulce, lo que no es concordante con la presencia de gammacerano en estos crudos. Nuestros resultados indican que los n-alcanos C40+ y el CPI en el intervalo C42-C46 no son indicadores adecuados para determinar el origen de estos crudos.
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Geología Estructural De La Zona De Yaguara-Palermo, Piedemonte De La Cordillera Central Con Valle Superior Del Magdalena, Colombia
Authors M. Blanco and M. de FreitasCon base en la integración de datos de geología de campo, sísmica 2D/3D, pozos exploratorios, imágenes de radar y satélite se caracterizan los estilos estructurales en la compleja zona entre Yaguara y Palermo (ZYP), piedemonte oriental de la Cordillera Central en el Valle Superior del Magdalena, Colombia. En la ZYP se preservan hasta 4,000 metros de sedimentos Cretácicos y Terciarios, sobrepuestos a rocas intrusivas y volcanoclásticas Jurásicas, que constituyen el basamento mecánico del área. La configuración estructural actual de la ZYP resulta en gran parte de pulsos compresivos Terciarios, sobre los cuales las anisotropías del basamento ejercen importante control, ya sea en la reactivación o en la formación de nuevas estructuras. Indicadores cinemáticos sugieren un transporte tectónico hacia el SE (azimut 114). Se detectan importantes zonas de cizalla dextral sobre lineamentos de basamento ENE-WSW. Datos de subsuelo, incluyendo sísmica 2D y 3D, sugieren por lo menos dos pulsos compresivos, el primero de orientación E-W y el último NW-SE. El dominio estructural de piedemonte de la ZYP se caracteriza por una zona triangular "thick skin", conformada por las fallas de Chusma al oeste y Upar al este. Ambas son fallas inversas, involucran basamento en configuraciones de abanicos imbricados y hacen cabalgar intrusivos Jurásicos sobre sedimentos Terciarios. Chusma, un elemento regional que marca el borde oriental de la Cordillera Central, forma un abanico imbricado ("trailing fan") vergente hacia el SE, que colisiona con la falla de Upar y sus imbricados ("football imbricates") vergentes hacia el NW. Fallas en el football de Upar son posibles reactivaciones de fallas Mesozoicas y presentan una geometría general compatible a una deformación estilo tri-shear.
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Thermogenic Hydrocarbon Processes In The Guajira Basin- A Petroleum Systems Approach
Authors V. Ramirez, A. Rangel and R. HernandezThermogenic processes in the Guajira Basin, some with the potential of generate liquid hydrocarbons evidenced by recent geochemical and geological works, are reflected in at least four petroleum systems. These petroleum systems, provide a framework for exploration opportunities in northern Colombia. Macarao - Siamana P.S. (.): source rocks in the Eocene Macarao Fm. and reservoirs in the Siamana Fm, as proven towards the northeast part of the basin (Santa Ana area). Tertiary - Jimol/Uitpa P.S. (.): source rock in the Middle-Upper Miocene Castilletes Fm (thermally inmature), for biogenic gas. For the thermogenic hydrocarbon, the source rock is a thermally mature unit (Siamana or Macarao Fm). Reservoir rocks are the Lower Miocene Uitpa and Jimol Fms, producing in the Chuchupa-Ballena fields. Castilletes-Castilletes P.S. (?): source rock in the Middle to Upper Miocene Castilletes Fm, with reservoir potential in minor clastic developments. Mesozoic-Cretaceous P.S. (?): source rock in the La Luna-Cogollo Fms present to the east and northeast of the basin, with remnant potential in the Jurassic Cuiza Shale (Cosinas ridge area). Reservoirs would be fractured Cretaceous limestones, following analogy with Mara-La Paz Venezuelan fields. Hitherto the Guajira Basin has been regarded as a biogenic gas province, with a single petroleum system (some 6000 BCF of dry gas, 97% methane). Geochemical and geological data evidence that thermogenic processes are relevant in the evolution of the basin.. Therefore, in addition to the prolific gas character of these part of Colombia, an oil accumulation potential should be considered in the appraissal of its prospectivity.
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Evaluación Geoquímica Integrada De Los Gases Y Crudos Colombianos: Un Nuevo Enfoque Para La Exploración De Hidrocarburos
Authors A. Rangel, C. Escalante and C. MoraEl presente estudio comprende la evaluación geoquímica de los hidrocarburos líquidos y gaseosos provenientes de campos representativos de las cuencas Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Valle Superior del Magdalena, Valle Inferior del Magdalena y Catatumbo con el fin de realizar inferencias en cuanto a fuentes de origen, grado de evolución termal, procesos de migración y alteración para contribuir a orientar los procesos de exploración de hidrocarburos. El estudio revela que la gran mayoría de los gases son termogénicos húmedos, generados por craking primario de kerógeno durante la ventana de generación de crudo, a excepción de los gases de la Cuenca Llanos que son gases termogénicos húmedos generados principalmente en la ventana de generación de gas. Los crudos y los gases de la Cuenca Llanos presentan la mayor madurez dentro del conjunto, mientras que los crudos y los gases de la cuenca Valle Superior del Magdalena son por el contrario los menos evolucionados termalmente, indicando procesos de origen en una roca fuente de madurez incipiente. Algunos gases de la cuenca Valle Inferior del Magdalena están conformados por una mezcla de gas biogénico y termogénico tal como es el caso del campo Guepajé. Es evidente en algunos gases la existencia de procesos de alto fraccionamiento asociable con largas distancias de migración. Tal es el caso de los campos Caño Duya y Sardinas de la cuenca Llanos Orientales y Palagua de la Cuenca VMM. Los datos en crudos también señalan condiciones similares de migración.
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Evaluación De Los Procesos De Biodegradación En La Cuenca Valle Medio Del Magdalena
More LessLa Cuenca del Valle Medio del Magdalena presenta importantes acumulaciones de crudos pesados ubicadas principalmente en reservorios terciarios a largo de casi toda la cuenca. Acumulaciones menores se presentan en reservorios del Cretáceo Inferior y pre-Cretáceo hacia al norte y sur de la cuenca respectivamente. Con relación a los procesos de origen, la biodegradación es el proceso dominante. En el sector central, en reservorios relativamente profundos (Santos, Santa Lucía), se presenta paleobiodegradación mientras que en el sector centro oriental (Campos Santa Lucía, Bonanza, Pavas) es evidente la recarga de crudos frescos, dando mayor valor a esta área desde el punto de vista prospectivo. El modelado de la historia térmica en los pozos Norean-1, Llanito-1 y Casabe-199 indica que las formaciones acumuladoras Paja Tablazo (Ki- Aptiano), en el sector norte, y Mugrosa y Colorado en el sector centro oeste registraron temperaturas actuales y paleotemperaturas menores que 80°C durante la historia de acumulación y entrampamiento, sugiriendo que los crudos almacenados en estos horizontes o en otros mas jóvenes, han estado expuestos a lo largo de toda la historia de entrampamiento a la acción de las bacterias biodegradantes. En el sector centro oriental, en el caso del pozo Santos-1, la temperatura actual de la Formación Mugrosa alcanza un valor superior a los 80°C suficiente para preservar los crudos de fenómenos de biodegradación actual. Sin embargo se deduce del modelamiento que para la época de acumulación de los crudos, los yacimientos estaban a temperaturas menores que 80°C.
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Evaluación Geoquímica De La Subcuenca De Guarumen, Venezuela
Authors J. Rodríguez, H. Belotti, P. Kraemer, G. Conforto and J. SilvestroLa Subcuenca de Guarumen está ubicada en el sector Centro-Oeste de Venezuela. El relleno principal de la subcuenca es Cenozoico y tectónicamente evolucionó de una etapa distensiva (Paleoceno - Eoceno) a una compresiva (Mioceno). Se presentan los resultados obtenidos de los análisis de dos sondeos exploratorios y datos de modelado de cuenca 1D. Algunas de las secciones pelíticas de la Formación Pagüey son consideradas roca madre de los hidrocarburos gaseosos evaluados por dos pozos exploratorios. En las pelitas, predomina la materia orgánica amorfa no fluorescente, interpretada como indicativa de querógeno tipo II y ocasionalmente II/III. En algunas secciones dominan las partículas de vitrinita, indicando querógeno tipo III. Los perfiles de madurez muestran a esta formación en ventana de gas húmedo a seco. El evento principal de generación, expulsión y migración se asocia al emplazamiento de la carga tectónica durante el Mioceno Medio. Se considera que la migración regional se dirigió hacia el sur-sureste, debido al emplazamiento del alóctono en el oeste y noroeste. Las muestras de hidrocarburo corresponden a un gas termogénico seco de alta madurez. Sobre la base de información composicional e isotópica se interpreta que fue generado a partir de querógeno tipo II. Las evidencias indican la existencia de un sistema petrolero Pagüey - Pagüey Inferior (!). La prospectividad de la subcuenca se relaciona con hidrocarburos livianos, especialmente gas.
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Basin Modeling In Complex Area: Example From Venezuela
By F. SchneiderThe main focus of this study is to understand the porosity reduction and therefore the origin of the paleofluids in the late Cretaceous-Oligocene sandstone reservoirs of the El Furrial structure (Venezuela). Basin modelling was performed using Thrustpack, Locace and Ceres tools. Temperature and nature of the fluids obtained by this modelling were compared to fluid inclusions and oxygen isotope data on quartz overgrowth. Four steps should be considered in this area. (1) from -65 to -20 Ma: fluids were at thermal equilibrium with the sediments. They were continuously expelled vertically toward the surface during compaction-driven dewatering processes. (2) from -20 to -12 Ma: As a result of the regional tilting and the deposition of the synflexural Naricual Formation, the Cretaceous and Oligocene sandstones of the El Furrial structure became efficient conducts for fluids circulating from the north. These fluids (squeegee 1) were at thermal equilibrium with the Cretaceous and Oligocene sandstones and seem to be correlated with the first generation of quartz overgrowths. This episode is characterised by an increase of the overpressure in the Oligocene and Upper Cretaceous sandstones correlated with an hydraulic fracturing of the sealing Carapita black shales. (3) From -12 to -8 Ma: Fluids were expelled laterally from the Cretaceous sediments of the Pirital hangingwall unit located immediately north of the El Furrial structure (Squeegee 2 ). These fluids were likely in chemical disequilibrium and their temperature was higher than the temperature of adjacent sediments, that probably resulted in additional, but minor, episodes of quartz precipitation. This hypothesis is consistent with the information obtained from oxygen isotope analyses, which suggest that subsequent generations of quartz cement probably formed from evolved basinal fluids. (4) A reduction of the intensity of the flow and then an inversion of this flow mark the sealing of the southern structural closure of the structure at around -8 Ma. Then the closure of the northern flank occurs at around -5 Ma as indicated by a present velocity of the fluids close to zero in the El Furrial reservoirs and the filling of the structure by the hydrocarbons.
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El Potencial De Generación De Gas Y Petróleo De Los Carbones De La Formación Guaduas, Colombia
Authors A. Valenzuela and M. GarcíaEl potencial de generación de gas y petróleo de los carbones de la Formación Guaduas fue cuantificado mediante una serie de experimentos de hidropirólisis. En estas experiencias se empleó una muestra inmadura de carbón con reflectancia de vitrinita (Ro) de 0.6%. La muestra de carbón fue recolectada del sector sur del sinclinal Checua-Lenguazaque, cuenca de Bogotá. En total se realizaron nueve experiencias de hidropirólisis a temperaturas que variaban entre 290ºC, y 360ºC. Los gases generados fueron analizados y cuantificados por cromatografía de gases. El petróleo fue cuantificado por gravimetría. Los resultados de las experiencias de hidropirólisis indican que los carbones de la Formación Guaduas tienen un excelente potencial generador de hidrocarburos, ya que pueden generar 2400 scf de gas/ton de carbón y 1.2 bbl de petróleo/ton de carbón. La composición de la fase gaseosa esta dominada por metano (65 - 70%) seguida de etano, propano isobutano y butano. La generación de petróleo presentó una tendencia creciente entre 290ºC y 345ºC. A temperaturas superiores 345ºC el petróleo generado disminuye por degradación termal del petróleo a gas. En consecuencia la relación petróleo gas disminuye entre las experiencias de 290ºC a 345ºC, para después aumentar entre 345ºC y 360ºC. Los resultados obtenidos indican que los gases asociados a los carbones de la Formación Guaduas se generan por un proceso termogénico en el cual los gases se originan a partir del kerógeno III presente en el carbón como también a partir de la degradación termal del petróleo previamente generado y almacenado en el carbón.
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Predicción De Propiedades Petrofísicas De La Formación Caballos En El Campo Puerto Colón-Putumayo, A Partir De Inversión Sísmica Para Impedancia Acústica Y Shear
By H. AcevedoLa Formación Caballos en el campo Puerto Colón, localizado en la cuenca del Putumayo - Colombia, es un depósito de arenas limpias, arenas arcillosas y shale. Para determinar la distribución areal de las propiedades petrofísicas del yacimiento, buscando optimizar el recobro e identificar posibles áreas prospectivas, CDP gathers pre-procesados de información sísmica 3D fueron separados en anglegathers los cuales fueron independientemente migrados y luego simultáneamente invertidos, obteniendo como resultado volúmenes de Impedancia Acústica y Shear. En el proceso se incorporó información de registros de pozo y modelos de física de rocas. Para este tipo de estudio, los registros de densidad, Velocidad compresional (Vp) y Velocidad de corte (Vs), son requisitos mínimos. El registro Vs es ausente en el área. Los demás registros requirieron de abundante edición debido a malas condiciones del pozo. Luego de corregir los registros Vp y densidad y de calcular porosidad y Vshale, Vs fue modelado siguiendo el método de Xu-White (1995), el cual fue escogido según el modelo de física de rocas observado en los registros eléctricos, mostrándose como la velocidad de las rocas depende de la porosidad y litología. Registros de Impedancia Elástica fueron luego derivados usando la ecuación de Zoeppritz y utilizados para cálculo de ondículas durante el proceso de inversión. El resultado de la Impedancia Acústica fue relacionado con porosidad. La incorporación de la Impedancia Shear para generar la relación Vp/Vs, fue utilizada para diferenciar las áreas donde las arenas son mas limpias. Información de registros de pozo recientemente perforados, corroboró los resultados.
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Reservoir Description Using Hybrid Seismic Inversion: A 3D Case Study From Maria Ines Oeste Field, Argentina
Authors M. Benabentos, S. Mallick, M. Sigismondi and J. SoldoIn this paper, we apply hybrid seismic inversion on a three-dimensional (3D) seismic data set from María Inés Oeste, an oil and gas field in Argentina. The María Inés sandstones are Paleocene in age, the traps are mainly structural, and the reservoir is about 50 m thick, containing either oil or gas. These oil/gas-bearing sands usually cause anomalously high amplitude brightspots on the stacked seismic data. These brightspots were generally used as hydrocarbon indicators for this area. Drilling through these bright-spots has resulted in pay, as well as many dry wells. Hybrid seismic inversion, a combination of prestack waveform inversion and poststack inversions of some amplitude-variation-with-offset (AVO) attributes, allowed us to demonstrate that the Poisson's ratio, obtained from this hybrid inversion was effective in fluid discrimination and provided successful drilling locations. We also demonstrate that the Poisson's ratio contrast; obtainable from a standard AVO is not as effective in fluid discrimination as the one from hybrid inversion.
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Strike Line Methodology As An Optimization To Exploring In Fold And Thrust Belts
Authors B. Blake, D. Figueroa, A. Otero, R. Maceda and W. PrayitnoExploring in the Argentina-Bolivia sub-Andean Belt, we routinely use a strike line methodology to optimize the seismic acquisition effort and improve subsurface imaging. The main component of this methodology is to divide the exploration effort into two phases. In the first phase, we shoot a regional strike line along the backlimb of a fold (as defined by the surface geology). We have found that seismic data has the best signal to noise ratio in these Tertiary valleys, where the terrain is also least severe. During the second phase we shoot dip lines, and usually a forelimb strike line, over any apparent culmination identified on the backlimb strike line. In this way we avoid unnecessary acquisition in the most expensive and worst data terrain. In defining a prospect, we have developed a circular interpretation process of creating balanced crosssections, forward modeling the seismic response, and choosing those models that best fit the real seismic. This process constrains and validates the structural interpretation but does not produce a unique solution. Interpretations are completed on non-migrated stack data on all lines since this is the only domain in which the strike and dip lines tie. The time structures are mapmigrated which shifts the location of the culmination spatially and collapses their size. The end result is a depth map that honors all geologic and geophysical data. The strike line methodology improves data quality and reduces overall exploration cost. We believe it to be a very efficient method for prospect generation.
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Prospect Evaluation Methodology Of Structure Trap In Subandean Basin, Bolivia
Authors P. Bonillo, W. Prayitno and T. ZapataIn the present work, a previously defined prospect in the Bolivian south sub-Andean basin is re-evaluated. A preliminary interpretation based only on seismic data defined an apparently interesting prospect. A posterior revision of the area, applying a different methodology, based on a interactive combination of seismic and structural data, obtained a different interpretation. The applied methodology basically consists on the interpretation of the unambiguous data in the seismic, conversion to depth and matching to the surface structural data. Structural criteria were used for reconstruction the parts where seismic is ambiguous or with no data. After the reconstructed cross-section is balanced, a ray tracing analysis is applied to check whether the interpretation is consistent or not with the strike seismic line on the backlimb of the structure. The process is repeated on all the 2D time seismic lines obtaining 2D structure balanced depth sections. With these 2D structure sections, a 3D structural model is built and restored using 3DMove software. The resulting structure map of the prospect is deeper than previous interpretation. An implication of reconstructing the whole area, not only mapping the crest of the traps but also syncline area, made possible to model the hydrocarbon generation of the fetch area. The result of 1D Basin modeling indicated that the source rock in the fetch area only have small amount of hydrocarbon generation. The analysis shows that this prospect have more economic risk than previously thought.
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Eastward Extent Of The Late Eocene-Early Oligocene Onset Of Deformation Across The Northern Andes: Constraints From The Northern Portion Of The Eastern Cordillera Fold Belt, Colombia, And Implications For Regional Oil Exploration
By F. CorredorNew geologic information supports the interpretation for the initiation of tectonic uplift in the eastern margin of the Eastern Cordillera of Colombia and the onset of deformation across the northern Andes during the Late Eocene-Early Oligocene. The eastern edge of Late Eocene-Early Oligocene deformation was located at the present location of the eastern margin of the Eastern Cordillera. This uplift can be linked to the tectonic events already described in the literature for the western margin of the Eastern Cordillera. Based on the interpretation of geologic maps, a new regional balanced cross-section across the region, seismic reflection profiles, remote sensing images, and biostratigraphic data, three major deformation events are invoked to describe the evolution of this fold belt. A first event is interpreted to have occurred early during the Late Eocene-Early Oligocene, forming a northeast-vergent imbricate system. This imbricate system was eroded and covered by Upper Oligocene deposits, forming a major angular unconformity. A subsequent compressional event in Miocene-Pliocene times (Andean Orogeny) reactivated pre-existing thrust faults and created new ones that re-folded those formed during the earlier event. These younger thrust faults also offset and folded the angular unconformity. Finally, a more recent tectonic event has re-folded all the structures from the previous events. The complex imbricate system of the northeastern margin of the Eastern Cordillera of Colombia can be linked to a foot-wall shortcut of the inverted Servita Fault that was formed during the Late Eocene-Recent inversion of a Jurassic-Cretaceous extensional basin. A better understanding of the complex structural history of the eastern margin of the Eastern Cordillera of Colombia is critical when evaluating the real potential for oil exploration in this region.
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Making The Difference:A Story Of Pitfalls And Successes In Seismic Imaging In A Thrust Belt Environment
Authors C. Estrada and J. JaramilloSince 1989, BP Exploration Colombia (BPXC) has acquired extensive 2D and 3D seismic, and over 30 vertical seismic profiles in the Llanos Foothills in Colombia. In these 15 years BPXC has focused on continuously improving imaging to meet the needs of different stages of development, as well as to operate in structurally more complex areas. The result has been a process of incessant learning in the acquisition, processing, and interpretation of seismic in a thrust belt environment. This paper summarizes a series of imaging pitfalls and success stories in the Foothills, as well as the different tools that have been tested to address the ever-increasing needs of exploration and production.
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No Drilling Surprises Process And The Value Of The Real Time Update, A Case History In Camisea / Peru
Authors M. Frydman, J. Palacio, D. Lee, G. Pidcock, R. Delgado and J. CassanelliDrilling wells in Camisea is technically and economically challenging. Wellbore instability, in this area, is responsible for costly stuck pipe incidents and in some cases multiple sidetracks. Stuck pipe is responsible for lost bottom hole assembly (BHA) and considerable non-productive time (NPT) spent freeing pipe, requiring additional wiper trips and hole cleaning. Minimizing nonproductive time associated with wellbore instability reduces the risk of major and catastrophic incidents and is required to complete the well on time and within budget. This article will describe the application of a process used to reduce risks and cost while drilling in Camisea, Peru. The mechanical earth model concept (MEM) will be presented. It will be shown that building a mechanical earth model and identifying the drilling risks during the well planning phase and revising it in real time is extremely valuable in delivering complex wells safely while minimizing unplanned well construction costs. Comparison of the MEM with actual events will be presented, and the importance of early detection and revising the model while drilling is stressed. Drilling in a difficult area requires geomechanics, drilling expertise, teamwork, good data management and excellent communications among the service companies and the client. This team effort in Camisea represented a considerable reduction in cost compared to an offset well.
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Aspectos Sociales Y Ambientales De La Tecnica Sparse 3D. Bloque Tangara Colombia
Authors A. Garcia and L. CifuentesLas actividades de exploración y de explotación, en la industria de los hidrocarburos cuentan con una planificación que presenta entre sus objetivos minimizar la afectación sobre el ambiente, de acuerdo con lo establecido por la normatividad Colombiana. La técnica Sparse ofrece la flexibilidad para manejar áreas ambiental y socialmente sensibles en la adquisición sísmica. Las ventajas de esta técnica consisten en generar menor impacto ambiental ante la reducción del número de líneas receptoras y fuentes, a la vez que permite efectuar desplazamientos para conservar los parámetros a elementos ambientales puntuales . Facilita el manejo ambiental con respecto a centros poblados , áreas con terrenos inestables, infraestructuras civiles, áreas boscosas, manantiales, entre otros . Adicionalmente, facilita el manejo de entornos socialmente complejos ante las restricciones de propietarios y comunidades para ejecutar el proyecto. Estas ventajas ambiental y socialmente efectivas se suman a la disminución de costos por kilómetro cuadrado. Grant y la Asociación Tángara desarrollaron el proyecto sísmico Tángara 3D con la adquisición de 544 km², lo que convierte esta extensión en un área social y ambientalmente importante para su manejo. Los cálculos estimados de elementos ambientales intervenidos en el área, disminuyeron en un 75% lo presupuestado, con respecto al modelo ortogonal. Las múltiples ventajas operativas, socio ambientales y económicas, de la técnica ofrece una alternativa metodológica para exploración sísmica.
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Implantación De Una Barrera Artificial (Bottom Screen Out) Para Controlar El Crecimiento Vertical De Una Fractura Hidráulica, Realizada En Un Pozo Exploratorio
More LessEn el pozo YPF.Nq.LFi.x-1 (Los Filones) las zonasde interés petrolero están centradas en los reservoriosgenerados a través de fracturación y alteración de rocasígneas básicas intruídas aproximadamente hace 20 ma.en el entorno del Cerro Bayo y, en las areniscasfracturadas de la Formación Tordillo que tienenantecedentes de producción de gas y petróleo en losYacimientos Chihuido de la Sierra Negra y Lomitas. El bloque exploratorio donde se realizó laestimulación hidráulica se caracterizaba por: 1) poseerun espolón de importantes dimensiones en el cual sedestacaban fracturas profundas de dirección NE-SO,que han controlado la distribución de fluidos en losyacimientos aledaños, 2) homogeneidad de "stresses"en la Fm Tordillo y 3) cercanía de una capa de agua. Para evaluar adecuadamente el potencial de estaúltima unidad litológica, se tomó la decisión de realizaruna fractura hidráulica, pero se hacía necesario evitar elcrecimiento de la fractura hacia la tabla de agua ycontrolar la pérdida de fluido, que se presentaría en elsistema fisural. Para ello se implantó una barrera artificialde "stresses" por encima de ella (BSO: Bottom ScreenOut) y posteriormente, minifrac mediante, se confirmó laefectividad del BSO y se bombeó la fractura rediseñada. Del perfil GR realizado posterior a la fractura, seobservó claramente la implantación de la barrera artificialy como fue contenido su crecimiento hacia la base de laFormación Tordillo.
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Imaging Of The Guando Field Colombia In Time And Depth
Authors M.A. Hall, V. Avramovic, J. Basick, I. Novianti, D. Maucione, P. Kroshko and J.C. GarzónThe Guando field is in an area of rough topography and complex geology. In order to better site wells in such fields it is of value to have a sound understanding of this geological complexity. Obtaining a satisfactory seismic image to enable such interpretation requires pre-stack imaging. The geological complexity is such that post stack imaging fails due to the failure of the common mid point assumption. Is it sufficient to perform pre-stack time migration or is it necessary to perform pre-stack depth migration? In this instance both have been performed on this field and results for each of them will be shown. The basic theory of both pre-stack time and pre-stack depth migration will be described without using mathematics. Model data will then be used to illustrate the shortcomings of pre-stack time migration using a model of similar geological complexity to the Guando field. Both pre-stack migrations require a velocity field. These differ and the manner of their derivation also differs. Velocity model building for both techniques will be described. Particular emphasis will be placed on the use of tomographic and scanning techniques for pre-stack depth migration. Examples will be shown of the velocity models from both migrations. It will be shown that the pre-stack depth migration velocity model is also a valuable interpretation asset. Data from both migrations will be shown. These will demonstrate the superiority of the pre-stack depth migrated data and the reasons why it is superior.
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Herramienta Sistematizada Para Preservar La Heterogeneidad De Los Yacimientos En Modelos Escalados
Authors E. Idrobo, E. Jiménez, A. Ospino and E. ArroyoLa mayor debilidad que presentan los modelos escalados es la incompetencia de describir con exactitud la heterogeneidad del yacimiento. Esta limitación tiene un fuerte impacto en el posterior ajuste histórico de la producción en la fase de simulación del comportamiento del yacimiento. En este trabajo se presenta una herramienta, rápida y eficiente, diseñada para preservar las características estratigráficas del yacimiento en el transito del modelo de alta resolución, generado mediante técnicas geoestadísticas, al modelo escalado a ser cargado en la herramienta de simulación disponible. La herramienta diseñada permite representar las heterogeneidades presentes en el yacimiento por medio de una arquitectura sistematizada, cuya solidez está fundamentada en la visualización multi-atributos y la extracción personalizada de información orientada a objetos. El procedimiento de validación propuesto conjuga técnicas de escalamiento híbrido, la definición de transmisibilidades por medio de ventanas verticales y el ajuste de las curvas de capacidad de flujo. Estos procesos están enmarcados en una plataforma de visualización para una interpretación geoespacial interactiva. La herramienta desarrollada fue aplicada en los modelos de simulación empleados en la optimización de los sistemas de inyección - producción de los campo Dina Cretáceos y Palogrande Cebú ubicados en la Cuenca del Valle Superior del Magdalena, Colombia. Las reservas estimadas de estos dos campos están en el rango entre 400 y 420 millones de barriles de aceite original. Los resultados obtenidos tuvieron gran impacto en la confiabilidad de los modelos predictivos empleados en las decisiones de manejo de los yacimientos.
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