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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
1 - 50 of 92 results
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Structural Interpretation And Source Rock Maturation Modeling Along Two Distinct Transects In The Upper / Middle Magdalena Basin, Colombia
More LessThe tectonic and stratigraphic evolution of the Magdalena Valley and adjacent areas of Colombia took place in a number of episodes. The original Jurassic back-arc extensional basin in the area has been modified during several periods of compression, oblique-slip and elevation through the late Cretaceous, and Cenozoic. A complex finite geometry has been developed, and maturation and migration histories are significantly different in different sub-areas. On two distinct geologic transverses, the structural interpretation has been studied using forward kinematic reconstruction approach allowing a depth extrapolation of the major structural blocks to be consistent with the surface geology and thermal and paleo-temperature indicators. The area of specific interest is the neighborhood of the Ibague Fault zone, a structure which almost certainly initiated during the initial back-arc rifting and which is usually taken to be the line separating the Upper Magdalena and Middle Magdalena basins. Significant Eocene elevation has occurred south of the fault; north of it a thick Cretaceous shale section reached its peak of hydrocarbon generation in the Paleogene. It was not possible to model the evolution of the local area without extending the scope of the investigation to include a couple of transects from the Llanos across the whole Eastern Cordillera. The Eastern Cordillera seems to have remained a positive area through the Cenozoic, hence its relative immaturity.
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Modelamiento Y Análisis Estructural Del Anticlinal De Zipaquirá Y Su Aplicación A La Interpretación A Zonas De Piedemonte
Authors A.J. Lozano, W.J. Castro and R. LinaresUna de las zonas de mayor interés económico para la exploración de hidrocarburos son los Piedemontes en la Cordillera Oriental Colombiana. Definir de la geometría de la trampa es uno de los factores de riesgo debido a la deficiente calidad de la información sísmica y a la insuficiente información de pozo. Esto lleva a que los prospectos se soportan en modelos estructurales cuya viabilidad geológica se fundamenta en la geología de superficie. Se realizó un análisis 3D estructural del Anticlinal de Zipaquirá, localizado en la Sabana de Bogotá, estableciendo los mecanismos de deformación que intervinieron durante su formación. Se balancearon y restauraron seis (6) secciones transversales con datos publicados y adquiridos en campo por nosotros. Para el modelo estructural 3D se utilizaron los software Geosec® y Geographix - Discovery®. Se interpretaron pliegues tipo Detachment Folds y Fault Propagation Fol. y Lateral Ramps. El entendimiento de estas estructuras es una herramienta para explicar estructuras en el Piedemonte Llanero cuya complejidad es similar. Se propone una metodología de trabajo de modelamiento del subsuelo en zonas complejas. Se concluye que la complejidad de esta zona de cabalgamiento es producto del alto grado de deformación asociado a zonas de despegue en la Formación Chipaque y a rampas laterales perpendiculares al tren estructural regional, similares a las observadas en el área de Cupiagua y de Nuevo Mundo en los Piedemontes de la Cordillera Oriental; con esto se podría disminuir el riesgo asociado a la geometría y al sincronismo de trampa durante la exploración y producción de hidrocarburos.
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Exploring Sub-Basement Traps In The Upper Magdalena Valley Of Colombia
Authors C. Macellari, J. Amaral, J. Salel and M. OsorioThe intramontane Upper Magdalena Basin of Colombia has been actively explored for hydrocarbons and is reaching a mature level of activity. However it has been long suspected that important oil accumulations still remain trapped in structures presently located beneath overthrusted basement rocks. Several attempts in the past were unsuccessful in testing this play concept. The basin has been subjected to several phases of active compression since at least Oligocene times, and it is encroached on both sides by inward verging thrust faults that carry basement rocks of Jurassic and Paleozoic age on top of a Mesozoic-Cenozoic sequence. During the last year, the HOCOL-TEPMA consortium drilled the deepest well to date in the basin to test the sub-basement concept. The Iskana 1A well drilled over 9000 feet of Paleozoic basement rocks and reached a final depth of 17588 feet. The objective Lower Cretaceous sandstone of the Caballos Formation was found oil-bearing close to the prognosed depth. The well encountered a lower section with heavy oil (19º API) and an upper section that produced 29º API oil at noncommercial rates. Iskana proves for the first time the validity of the subthrust play in the area. However it is still uncertain if sealing against basement rocks is an effective trapping mechanism since the structure possibly has some fourway dip closure. Similar structures remain untested along the trend, but important technical challenges need to be solved in order to make this play economically viable.
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Modelamiento Estructural 3D Y Aplicaciones En La Exploración Y Explotación De Hidrocarburos En El Cinturón De Cabalgamiento Del Piedemonte Llanero, Cordillera Oriental, Colombia
By J. MartinezEl Piedemonte Llanero esta localizado en las estribaciones orientales de la Cordillera Oriental de Colombia. BP ha estado explorado activamente en este ambiente complejo desde 1988. La actividad exploratoria ha conducido al descubrimiento de varios campos con una gran variedad de fluidos (gas condensado muy pobre a petróleo volátil) en cuarzo arenitas muy apretadas. El estilo estructural de este cinturón plegado de cabalgamiento varia a lo largo del tren desde estructuras frontales simples a un imbricado de hasta cuatro escamas apiladas en una zona triangular. En estas áreas de gran complejidad y variabilidad estructural la calidad sísmica es pobre y por lo tanto es imperativo integrar todos los datos de superficie, subsuelo y perforación en modelos estructurales tridimensional. Este modelamiento se convierte en una herramienta esencial para entender la geometría y cinemática de los campos, la distribución y composición de fluidos, predicción de la calidad de roca, evaluación de reservas, y diseño de programas de exploración, evaluación y desarrollo. Este articulo presenta un resumen de la estratigrafía del área y de la variación de la complejidad estructural a lo largo del tren y algunos ejemplos de las herramientas de modelamiento estructural 3D que han ayudado a resolver problemas específicos (calculo de hidrocarburos in-situ en áreas de alto buzamiento y fallamiento, opciones de adición de reservas en áreas maduras y evaluación del potencial petrolífero de la cuenca).
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Geometria Y Cinematica De Micropliegues Del Cretaceo Basal Aplicados A La Interpretación Estructural De Zonas De Piedemonte
Authors M. Murillo, C. Sarquez and R. LinaresUna de las zonas de mayor interés económico para la exploración de hidrocarburos en Colombia son los Piedemontes de la Cordillera Oriental. La definición de la geometría de la trampa es uno de los factores de riesgo debido a la deficiente calidad de la información sísmica y a la escasa información de pozo. Lo anterior lleva a que los prospectos se soporten en modelos estructurales cuya viabilidad geológica se fundamenta en la geología de superficie. Dado el comportamiento fractal de las estructuras, en este trabajo se define una relación entre las microestructuras aflorantes y las existentes en el subsuelo, de mayor escala. El afloramiento está localizado en el flanco Oeste de la Cordillera Oriental donde se exponen estratos de la Formación Murca. Se hace una descripción geométrica detallada y se analizan cinemáticamente las microestructuras, para su descripción se creó un método de proyección del afloramiento al papel, para luego ser tratadas con el software de modelamiento estructural Geosec®. Se restauraron tres secciones por área, el acortamiento del afloramiento es de 44.5 metros (12 +/- 1.2%), los esfuerzos compresivos y el contraste litológico controlaron desplazamientos a través del rumbo de las capas creando zonas de despegue paralelas a los planos de estratificación, se determinó que los plegamientos fueron causados por propagación de fallas en profundidad. Se extrapolaron las características estructurales del afloramiento a la de las interpretaciones sísmicas y modelamientos estructurales de los Piedemontes de la Cordillera Oriental, aportando una validez geológica a los modelos. Con lo anterior se disminuye el riesgo asociado a la geometría y sincronismo de trampa durante la exploración y producción de hidrocarburos.
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The Andean Santander-Oriental Tectonic Syntaxis: A First-Order Pattern Controlling Exploration Play-Model Concepts In Colombia
Authors A. Nevistic, E. Rossello, C. Haring, G. Covellone, F. Bettini, H. Rodríguez, R. Salvay, C. Colo, L. Araque, E. Castro, C. Pinilla and C. BordarampéThe Santander and Oriental ranges form an Andean tectonic syntaxis along the central eastern part of Colombia being its internal compressive occidental compartment constituted by the more competent pre- Mesozoic (as well as the Garzon and Nevado del Cocuy massif). Easterwards this area, regarded as a spur surrounded by the arched Mid-Upper Cretaceous to Tertiary fold and thrust belt which convexity is projected towards the eastern foreland. Due to the oblique ENE Andean convergence on the Pacific border of the South American plate, the northern Santander branch - trending NNW - shows leftlateral transpressive tectonics. Contrastingly, the southern Cordillera Oriental branch - trending SSW - shows right-lateral transpressive tectonics. The interaction with the foreland exhibits a fold and thrust belt with relevant wrenching expressed by en-echelon multi-scalar structures. At present, the Mesozoic and Tertiary depocenters are dismembered by the action of this first-order pattern tectonics into several relictic isolated portions. These basin segments show different local structural geometries depending on their relationships with the major extensional pre-Tertiary as well as their Andean reactivation and inversion structures. This tectonic pattern difficults the traditional geometrical balancing of conceptual section across the entire Andean cordilleras and affects the petroleum system models improving reservoir and migration conditions of the diverse plays along the main tectonic corridors.
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Structural Style, Sequence And Timing In The Acevedo Block: Implications For Subthrust Exploration In The Upper Magdalena Valley
Authors G. Rait, I. Dawes, T.D.J. England and G.W. PaukertThe Upper Magdalena Valley is bounded on the west and east by thrust faults that carry 'basement' lithologies: Precambrian metamorphics (Garzon Gneiss) or Mesozoic igneous and volcano-sedimentary rocks (Saldaña Fm. et al.). Many prospects drilled beneath these basement overthrusts have failed because trap geometries were not as prognosed. To improve our prognoses of these subthrust structures (and avoid becoming "Saldaña victims") we need not only better seismic imaging but also a better understanding of how the basin-bounding thrust systems evolved. The Acevedo Block lies on the eastern side of the southern Upper Magdalena basin. Subthrust prospects have been identified beneath the Garzon-Suaza fault system, which forms the western edge of the Eastern Cordillera there. Seismic, geological mapping, and thermochronometric studies show that the lowest basement-carrying thrust is relatively steep and has a small displacement, that the thrust system developed 'out-of-sequence', and that most of the structural development - on both sides of the valley - occurred during the Neogene. In addition, depth conversion of the seismic and the geology to the south show that the subthrust block is a planar, gently northwest-dipping panel >15 km across. The important result for local exploration is that the trap geometry is not an anticline beneath a shallow, fartravelled basement sheet - as would be implied by restoring a 'piggy-back' thrust sequence - but is a dipping panel that terminates updip against basement. It is possible that similar traps exist elsewhere along the margins of the Upper Magdalena Valley.
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2D And 3D Structural Balancing In A Deformed Foreland Basin, Peruvian Subandean Belt
Authors D.R. Richards, S.J. Calvert and H. YamamotoThe Camisea area in southern Peru has yielded several large discoveries in structural traps. 2D and 3D structural modeling and balancing are key to understanding the hydrocarbon discovery potential of this area, as well as evaluating specific prospects. In order to evaluate the potential of this sub-basin for new hydrocarbon discoveries, regionally consistent and balanced 2D structural sections set the framework for 3D visualization and balancing. Well and surface data also constrained the 3D model. The process of building a 3D model enhanced understanding of the structural development and hence the hydrocarbon potential of the basin. The process began with depth converting, consistently reinterpreting and balancing lines in 2D. The reinterpreted and balanced 2D sections provided a much improved understanding of potential trap volumes. The process of building the 3D model provided insights on fault linkages, terminations and timing of deformation in the region. Map view restoration of a key horizon yielded a consistent kinematic system for the deformation. The kinematic system is in accordance with the distinct strike of the two limbs (in map view) of the fold and thrust belt. The result of the balancing, modeling and structural analysis is a comprehensive and valid 3D model of the structural history and geometry. Hydrocarbon exploration in onshore frontier basins often focuses on reinterpreting subsurface data of a below average standard. Structural balancing in 2D and 3D provide reliable input for basin modeling, as well as an understanding of the regional structural framework and geometry.
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Thrust Kinematics Of The Tangara/Mundo Nuevo Area: New Insight From Apatite Fission Track Analysis
More LessTangara & Mundo Nuevo blocks are located in the Llanos Foothills northeast of Bogota which are mainly structured by thrust related folds. New seismic, new structural field data, and new burial computation allowed us to revise the tectono-sedimentary history of the area and to propose a new sequential deformation modeling based on balanced cross sections. Burial history of the area has been interpreted using new AFTA and new maturity data. Thicknesses of Carbonera and Guayabo Fms computed as well as measured in seismic and wells show significant E-W variations. Seismic evidences of progressive unconformities within the Carbonera Fm. underline a Pre-Guayabo structuration. This pre Midddle-Miocene deformation stage could have controlled the formation of a slightly folded belt involving Cretaceous and younger series and probably linked with an early inversion of the Lower Cretaceous rift basin. Guayabo foreland basin system appears to have been controlled by an active thrust wedge represented by the internal structures now outcropping in the Mundo Nuevo block which are consistent with a minor burial (<300 m) below the molasse sequence. Thicknesses of Guayabo Fm. (2400-1700 m.) computed in Tangara block indicate a more distal foreland environment but remain lesser that the Guayabo Fm. thickness measured in the present day Llanos foreland (3100m) which is completely overthrusted by the external fault. Because of lack of high resolution ages within the Guayabo Fm., we used the sedimentation rate to propose that this significant difference of burial indicates that the external structures were also active before the Pleistocene.
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Evolución Estructural Del Flanco Oriental Del Valle Superior Del Magdalena Y Su Implicación En La Carga De Hidrocarburos
Authors G. Rodriguez, L. Maya and C. MoraCon base en información geológica y geoquímica, se presenta un modelo de evolución estructural para el Flanco oriental del Valle Superior del Magdalena, estableciendo su relación con la depositación de las unidades sin tectónicas y su efecto en la generación y carga de hidrocarburos. Secciones estructurales han sido construidas y balanceadas en 2D con el fin de entender la relación entre la depositación de las unidades post Eocenas y las estructuras formadas durante los diferentes pulsos de levantamiento que han afectado el Piedemonte Oriental del Valle superior del Magdalena (VSM) desde el Eoceno. La carga de hidrocarburos se basa en los análisis geoquímicos realizados a los pozos El Encanto-1 y la sección Alpujarra y su interpretación dentro del contexto de la evolución estructural del área. Del análisis geoquímico realizado al Pozo El Encanto-1 se concluye que la totalidad de la secuencia estratigráfica evaluada (Grupo Villeta y Formación Caballos), presenta rocas con potencial generador que varía de pobre a excelente respectivamente, con materia orgánica de origen marino (dinoflagelados y foraminíferos) mezclada con materia orgánica de origen continental y bajos niveles de madurez térmica. Estos resultados contrastan con los encontrados en la sección Alpujarra (en superficie) donde las Formación Caballos y el Grupo Villeta se encuentran maduras, indicando que alcanzaron procesos de expulsión de hidrocarburos. La carga de hidrocarburos para estructuras formadas durante el Eoceno (p.ej El Encanto), proviene de las partes más profundas en la cuenca para ese tiempo, ubicadas al oriente según el modelo estructural propuesto, y que corresponde a sectores como el Sinclinal de Colombia en donde la acumulación de los sedimentos sintectónicos post Eocenos permitieron que la Formación Caballos y el Grupo Villeta alcanzaran los niveles de madurez registrados en la sección de superfice.
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Role Of Extensional Structures In The Development Of The Middle Magdalena Valley Basin – Colombia
More LessThe MMVB was developed through different tectonic stages related with the interaction of the tectonic plates at the Northwestern corner of South America. During Jurassic and early Cretaceous the MMVB went through rift stage that evolved to an aulacogen. Many of the structures related with the extensional phase of the MMVB were modified after the Tertiary tectonics, however the rift structures in the northern portion of the basin are still well preserved. The northern part of the MMVB is a monocline dipping toward the southeast that represents a half graben inside the rift. The monocline structure is dipping south-eastern, as is the direction, where isopach contours thicken. Most of the structures present at the area are normal and reverse faults of variable vergence, oriented in northeast-southwest direction. Kinematics of the rift seemed to be rotational during the syn-rift accumulation and non-rotational during post-rift sedimentation. Most of the faults remaining the rift structure were inverted after compressional tectonics that started at Late Cretaceous. According the model proposed by Hayward and Graham (1989), inversion seemed to be mild in the northern MMVB area. Transpresion caused by the oblique collision of the Western Cordillera, added a strike-slip component to the reactivation process, through the clockwise rotation of the blocks.
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The Occurrence Of Shear-Torn Palynomacerals In Middle To Early Late Devonian Strata Of Southern Subandean Bolivia: Their Geological Significance
More LessPalynomacerals damaged by shear, displaying characteristic tension gashes (subparallel tearing pattern), are reported from Middle to early Late Devonian shales of the Los Monos Formation, in the subsurface of Southern Subandean Bolivia. Shear has affected not only marine and terrestrial palynomorphs (trilete spores, organic-walled microphytoplankton, chitinozoans) but also land-derived phytoclasts. Sheartorn palynomorphs have been previously recorded in oilproducing sedimentary basins of Brazil. Here, their origin was attributed to faulting because of the following facts: (1) the shear-torn palynomorphs were recovered from wells drilled in areas infested by growth faults; (2) they occur mainly in Albian to Paleogene strata that immediately overlie the Aptian salt, and thus are severely affected by salt tectonics; (3) the subparallel tearing pattern of palynomorphs is suggestive of deforming processes that took place when the host sediment was still in a rather plastic (partly unconsolidated) state. In the investigated Los Monos sections, several samples present a considerable proportion of the palynomacerals sheared to varied degrees. The frequency of shear-torn palynomacerals is especially high in middle to upper parts of the formation. This suggests that thrusting, faulting and other deformation processes could have affected more plastic (pelitic) strata in those intervals. Tectonic disturbances of the normal stratal succession are not always distinguished on the basis of strictly biostratigraphic evidence. However, other apparent palynological anomalies (involving abrupt changes in composition, nature and/or preservation of the organic residues) occur in different intervals of the investigated wells. Some of these match intervals where palynomorph shear becomes more frequent and intense, thus pointing out to possible tectonic controls. Other palynological anomalies, dissociated from shear-torn palynomorphs, are more probably related to faciological causes.
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The Agrio Fold And Thrust Belt: Structural Analysis And Its Relationship With The Petroleum System Vaca Muerta-Agrio-Troncoso Inferior (!), Argentina
More LessThe structural style of the Agrio Fold and Thrust belt of the Neuquén Basin, Argentina, is characterized by = the insertion of basement tectonic wedges into the sedimentary column that deform pre-existing thinskinned triangle zones; constituting a multi-episodic orogen. Based on the revision of regional geologic data and carefull analysis of cross-cutting field relationships it can be determined that the upper limit of the beginning of the Andean deformation of the Agrio FTB, given by the extrusive rocks of the Colipilli-Cayanta Fm., corresponds to the Lower to Middle Eocene. These units are intruding and covering the previously formed structures. Other authors lower this age down to the Senonian (Upper Cretaceous) and it would be manifested by the unconformity between the Rayoso Fm and the Neuquén Group. Within the study area, the cross-cutting field relationships may lower this age up to Cerro Lisandro Mb. (88 Ma?); with another reactivation pulse at the Lower to Middle Miocene (18-12 Ma). These evidence allow to adjust the timing relationship to the critical moment of the petroleum system (Upper Cretaceous) Vaca Muerta-Agrio-Troncoso Inferior; contrarily to conclusions of previous studies that showed only one uplift event of Miocene age. The application of new structural models, together with the change in the timing relationship promotes the study of new exploratory leads for liquid hydrocarbons. Finally a new regional correlation for the Tertiary in this area of the Agrio Fold and Thrust belt is proposed.
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Petroleum Systems And Tectono-Stratigraphic Evolution Of The Madre De Dios Basin And Its Associated Thrustbelt In Peru And Bolivia
Authors A. Aleman, D. Valasek, C. Ardiles, G. Wood, G. Wahlman and J. GrovesDespite the presence of a widespread Late Devonian world-class source rocks (up to 16 % TOC), the Madre de Dios Foreland Basin and associated fold and thrust belt is one of the most under-explored Subandean basins. Detailed biostratigraphic studies have confirmed similarities to the tectonic stratigraphic evolution of the southern Ucayali Basin. Oils and source rock correlations indicate at least three distinct source rocks. These include mixed Type I/II Devonian (Frasnian Famennian) world-class source rock, units from the Mississippian Ambo Group, and the Late Permian Ene Formation. Devonian source rocks have a variable thickness, richness, and regional distribution. Hydrocarbon generation commenced during the late Cretaceous in the deepest part of the basin and has continued to the present time at the basin margin. Several stacked Devonian and Carboniferous reservoir and seal pairs are present. Reservoir quality improves northward and eastward away from the preserved foredeep. The main migration carriers are sandstones interfingered with or overlying the Devonian source rocks. Interbedded Pennsylvanian to Permian evaporites in the carbonate sequence represent the regional seal, which stratigraphically restricts upward hydrocarbon migration Potential stratigraphic traps with good seismic amplitude anomalies are present along the Manu Arch and may also exist along the eastern peripheral bulge. Thrust loading was hindered by the crystalline Madidi Arch, which operated as buttresses for foreland thrust propagation and also inhibited faulting along the poorly developed peripheral bulge. The peripheral bulge may exhibit significant faulting and could be the site of potential structural traps as the arch plunges northwestward and turned westward. Progressive eastward migration of the oil kitchen is associated with episodic thrust sheet propagation and coeval molasse deposition. The fold and thrustbelt petroleum system is more complex and may involve younger Permo- Carboniferous source rocks. Peak oil generation took place prior to the Quechua Phase of Andean deformation in subthrust synclines kitchens. As a result, most of the structures are charged with gas and condensate. North of the Madidi Arch, there is potential for additional oil kitchens in subthrust synclines. Because of the complex duplex style, large thrust displacement, and intricate paleo-burial history documented in the Candamo-1X well, reservoir quality is a crucial issue for liquid hydrocarbons. However, reservoir quality may improve north of the Madidi Arch where is preserved along the frontal thrusts that carry older units in the hanging wall. Good pressure seals in the Cretaceous Chonta Formation and Lower Tertiary shales are also documented in the Candamo-1X discovery as well as in the Camisea trend.
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Petroleum System Characterization, Sinu Area (Offshore, Colombia)
Authors J. Amaral, N. Crepieux, D. Levache, E. Cauquil, B. Mouly and C. OsorioDuring the last decades different oil companies have evaluated and explored the petroleum potential of the offshore Colombian Caribbean margin (Atlantic Ocean). The last evaluation campaign was performed by Total during 2001 and 2002 by integrating the most recent available technologies and techniques to acquire and interpret data on deep waters (400-3000 m water depth) of Sinu block. The petroleum system study on the Sinu area was focussed on the determination of a possible hydrocarbons generative system (presence and extension) and on the prediction of fluid quality (origin & maturity) inside of the prospects. The characterization study of Sinu block was carried out in several steps: 1. Integration of available 2D seismic data and acquisition of bathymetric campaign in the area to optimize the coring measurement points in the area. Figure 1 - Location of Sinu Area 2. Acquisition and data analysis of heat flow measurements and seabed piston coring to characterize the present conditions and sampling the hydrocarbon shows. 3. Integration of data results and run of basin modeling using 1D (Genex) and 2D (Temis) to characterize the extension, timing, maturity and the petroleum systems in the area. The referred studies put in evidence the existence of a generative Tertiary gas petroleum system in the offshore area. A Cretaceous oil prone system remained hypothetical in the Sinu accretional prism. The seal prospect efficiency appears to be a critical point for the prospectivity in this area, considering the mud diapirism and overpressures.
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Cuencas Sedimentarias De Brasil: Reevaluación De Los Sistemas Petrolíferos Y Perspectivas Exploratorias Futuras
Authors R. Bedregal, F. Gonçalves and G. BacoccoliCon cerca de 5.000.000km2, el área sedimentaria de Brasil es la más grande de Sudamérica. De las 29 cuencas sedimentarias del país, 8 poseen producción comercial de aceite y/o gás, 10 presentan acumulaciones no-comerciales de petróleo, y 11 no han presentado evidencias confiables de la existencia de hidrocarburos. A pesar de la cantidad y variedad de áreas disponibles, las compañías petroleras que han ingresado en el país desde el fin del monopolio estatal en 1997 están concentradas en prácticamente sólo las cuencas de Campos, Santos y Espírito Santo, ubicadas en la margen continental sureste y consideradas como las de mayor potencial en Brasil. Sin embargo, a pesar de las grandes expectativas en estas tres cuencas, (particularmente en aguas profundas), en los últimos 6 años no han sido descubiertas acumulaciones de petróleo compatibles con las expectativas de las compañías extranjeras. Veintisiete sistemas petrolíferos fueron definidos, reevaluados y comparados en este estudio de todas las cuencas de Brasil. El análisis de los datos disponibles sobre los elementos y procesos de los sistemas, permitió identificar los principales factores de riesgo de cada cuenca sedimentaria y definir las tecnologías que deben ser aplicadas para obtener un mejor entendimiento de estos factores. Son discutidas las perspectivas exploratorias de las cuencas onshore y offshore de Brasil.
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Sistema Petrolero Terciario Pagüey- Pagüey Inferior (!) En La Sub-Cuenca De Guarumen, Venezuela
Authors H. Belotti, G. Conforto, J. Silvestro, J. Rodriguez and P. KraemerLa actividad exploratoria realizada por Pecom Energía S.A. (hoy Petrobras Energía S.A.) en los últimos 6 años en la Subcuenca de Guarumen en la Región Centro - Oeste de Venezuela permitió comprobar la presencia de gas en la Fm Pagüey Inferior. La columna estratigráfica consta de un basamento ígneo - metamórfico infrayaciendo a clásticos marinos de margen pasivo depositados en el Paleoceno - Eoceno Inferior. La sedimentación continuó en el Eoceno Medio y fue controlada por un régimen extensional de tipo antepaís fracturado. Durante el Eoceno Superior - Oligoceno Inferior se depositaron secuencias clásticas procedentes del frente montañoso situado al norte bajo un régimen de antepaís flexural. Posterior a los depósitos neríticos del Oligoceno Superior - Mioceno Inferior la región fue sometida a esfuerzos compresivos ligeramente oblicuos a las fallas extensionales preexistentes, reactivándolas y formando estructuras compresivas generando una faja de interés prospectivo paralela al frente de la Cadena Caribe. Esta faja fue evaluada con dos pozos los cuales probaron la presencia de gas termogénico seco en areniscas cuarcíticas fracturadas de la Fm. Pagüey Inferior. Se considera roca madre a las lutitas marinas de la Fm. Pagüey del Eoceno Medio (Querógeno Tipo II y II/III). La generación y migración hacia las estructuras anticlinales se asocia con el emplazamiento de la carga tectónica durante el Mioceno Medio. Se propone la existencia en la Subcuenca de Guarumen de un sistema petrolero Terciario Pagüey - Pagüey Inferior (!) cuyo potencial es principalmente gasífero.
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Hydrocarbon Habitat In Southern Ucayali Basin, Perú
Authors I. Brisson, M. Ayala, L. Anzulovich, O. Jofre, S. Corsico and S. SciamannaWe revisited the stratigraphy, structure and petroleum geology over an area of about 60,000 km2 in the Ucayali basin, Peru, integrating the work minutely done during the last years over a region that was once perceived as one of the most promising sub-Andean basins after the giant Camisea discovery. This paper presents the integration of the analysis on biostratigraphy, sedimentology, geochemistry and wells, along with a pervasive mapping over compiled, reprocessed and acquired seismic that allowed us to reconstruct the pretty complex geological history of the study area that ranges from the early Paleozoic to the late Tertiary. Three proven and one speculative petroleum systems are present in this basin: the oil prone Jurassic/Cretaceous system - restricted to the north -, the gas/light oil prone early Carboniferous -Paleozoic system, the oil prone early Permian- Paleozoic/Cretaceous system and finally the speculative Devonian-Paleozoic system. We performed 1D, seriated 2D and a 2½ dimension basin modeling to address the main processes controlling the efficiency of the Ucayali petroleum system, investigating the relations between startigraphic, tectonic overburden and the viability of long lateral versus short hydrocarbons migration mechanism. We analyzed the petroleum occurrences and the prospect failures to characterize the main play concepts of the Andean front and the basin border to determine the critical play element in the area and highlight the future exploration potential of the area.
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Hábitat De Hidrocarburos En El Pie De La Sierra De La Faja Corrida Subandina, Cuenca De Tarija. Area De Santa Cruz, Bolivia
Authors C.E. Cruz, C. Mombrú, A. Cangini, C. Seguí and J. ContiThree previously unproductive reservoirs in the region lying between the Parapetí River and the Santa Cruz de la Sierra city, have recently been successfully tested by Pluspetrol S.A. The tectonic setting of these gas discoveries is the Foothills of the Subandean Thrustbelt of the Tarija Basin. The Tajibos success is a four-way closure anticline linked to the Emergent Thrust Front where the gas is lodged in the lowermost Tertiary Petaca fluvial sandstones. The Tacobo gentle ramp related anticline, produced outstanding gas rates from Lower Devonian Huamampampa fractured quartzite sandstones. The latter trend bears a notable amplitude anomaly but in a different structural level. There, the Curiche well tested gas from Tertiary Chaco fluvial ephemeral sandstones. The Río Seco structure is a fault propagation fold with a gas accumulation in the Upper Carboniferous Escarpment peri-glacial fluvial sandstones, discovered by YPFB in past decades. Non-commercial gas was tested here from Mid Devonian Iquiri shelf stormy sandstones. The gases form a group that has similar characteristics with minor differences that have been interpreted to be generated by the same source rock section, according to geochemistry evaluation and gas isotope data. Faults are considered to be the main migration pathway, since the hydrocarbons are trapped in different reservoirs and structural levels. During the last four years, the use of technology and 3D seismic as key elements of an important exploratory effort, led to the discovery of these gas accumulations that amount almost 1 TCFG recoverable reserves.
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Áreas Con Mayor Potencial De Carga De Petróleo: Cuenca Valle Medio Del Magdalena (Vmm) Y Occidente De La Cordillera Oriental, Colombia
More LessSe ha establecido que sectores con mayor probabilidad de carga de petróleo están asociados a la franja más oriental de la Cuenca del VMM y el Piedemonte Occidental de la Cordillera Oriental, allí los procesos de entrampamiento de crudo estuvieron favorecidos por el sincronismo entre la expulsión de petróleo y los principales eventos de formación de trampas. Esta relación temporal no se observa en otros sectores de la cuenca VMM. Complejas y variadas historias de transformación de la materia orgánica son reconstruidas para sectores de la cuenca que muestran significativas diferencias en los patrones de enterramiento y en las historias termales de sus rocas fuente. Los resultados, obtenidos a partir de simulaciones en 14 pozos pseudo pozos, permiten cuantificar el volumen de crudo generado, estimar los volúmenes de crudo remanente y localizarlos temporal y espacialmente dentro del desarrollo estructural de las áreas. La mayor parte de los hidrocarburos encontrados en el centro y oriente de la cuenca corresponde con crudos de alta evolución termal y poco degradados, expulsados desde la Formación La Luna en zonas de piedemonte. Sin embargo evidencias moleculares demuestran que estas acumulaciones son mezclas con aportes menores de hidrocarburos desde de las Formaciones Paja y Tablazo. Los yacimientos al norte y occidente del VMM estarían más relacionados con crudos generados desde rocas del Cretáceo Inferior y algunos migrados del borde oriental de la cuenca; en estos sectores la Formación La Luna no alcanzó la madurez necesaria para generar y expulsar volúmenes suficientes de crudo.
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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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Aplicaciones De La Tecnica De Microsonda Electronica De Rayos-X (EPMA) Al Estudio De Rocas Madres
Authors S. Lo Mónaco, L. López, H. Rojas, P. Lugo, D. García and J. GastielEste trabajo presenta aplicaciones de EPMA en: 1. Estudio de estilolitas (Formación Querecual), 2. Estudio de framboides (Formación La Luna) y 3. Análisis de querógenos (La Luna y Querecual). Se estudió la distribución de elementos mayoritarios y traza, para determinar asociación con fases minerales u orgánicas, mediante la generación de mapas de distribución elemental. En las estilolitas (Querecual), se observó una asociación entre Fe, Cu, Zn y Ni con S, sugiriendo la presencia de sulfuros autigénicos, V y Ni se asocian a la materia orgánica. Para La Luna, se observó pirita masiva y framboidal, en algunos casos rodeada de esfalerita. Se evidencia la asociación de S con Fe (pirita), Ni y Zn (en menor proporción). Esto sugiere que Ni y Zn coprecipitan con la pirita, pero adicionalmente el Zn forma una fase separada (esfalerita). En estas muestras, el Ni está asociado tanto a la fase de sulfuro como con la materia orgánica, el V solo presenta asociación con esta última. Los mapas de querógenos indican V asociado al querógeno y la presencia de fases inorgánicas con las asociaciones entre: C, Ca y Mg (carbonatos); Al, Si y K (aluminosilicatos) y Fe, Co, Cu, Zn y Ni (sulfuros). Estos últimos parecen estar asociados también al querógeno. Esto indica que el ataque ácido no separa totalmente las fases minerales, posiblemente porque la materia orgánica puede estar rodeándolas, inhibiendo así el ataque ácido. Lo anterior indica la potencialidad del EPMA en estudios de la distribución de elementos mayoritarios y traza en rocas madres.
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Single-Sensor Towed Streamer Acquisition: A Case Study From The Gulf Of Mexico
Authors P. Muñoz, J. Uribe and N. MoldoveanuThe new generation of towed streamer acquisition has been developed recently that is based on single sensor recording, a calibrated marine source, a new acoustic positioning method of the receivers and a new cable steering system. The single-sensor marine acquisition technology enables the acquisition of pointreceiver towed streamer data at 3.125 m sampling interval and this has opened the possibility to develop new methods for attenuation of the marine seismic noise. The fine sampling of the seismic data contributes also to increase the seismic resolution, both vertically and horizontally, and to improve the amplitude accuracy of the recorded data. Calibrated air gun seismic source uses the source signature estimation system to measure the output wavelet of the gun array for every shot and this has an impact on removing the source output variability from shot to shot and to perform a more accurate deterministic designature deconvolution. The new acoustic positioning system improves the accuracy of the seismic measurements and together with the new streamer steering system, improves the repeatability of the seismic experiment. In this paper it will be presented applications of this new acquisition technology for reservoir development and 4D seismic from the Gulf of Mexico and the North Sea.
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Imaging Seismic Data With High Resolution Gravity Data
By R. OpferImaging land seismic data has always required a time or static correction to remove the effect of elevation and time distortions caused by velocity variations in the near surface geology. Elevation or datum corrections are straightforward, although, it will be shown that even elevation corrections can introduce statics that affect the seismic image. Historically, the seismic processors have relied on up-hole information or methods using the attributes of the seismic data itself to image the deeper reflectors. These methods include hand static corrections, auto correlation methods, refraction analysis, and turning wave tomography. This presentation will show how optimally acquired and processed gravity data can provide a very accurate, often superior, static correction which is computed independently of the seismic data by the invertion of the high frecuency residual gravity data into a surface consistent static correction. It will also be shown how gravity data can provide missing information in the refraction model, how gravity data resolves statics in areas of high velocity weathering over low velocity sub-weathering where the refraction model teoretically faults and how this technology automatically compensates for velocity variations in the weathering and sub-weathering layers including statics introduced by topography. This technology is known as GravStat and has been used for 2D and 3D seismic statics corrections.
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Seismic Acquisition And Processing For Sub-Thrust Imaging And Prospecting, Suaza Valley, Colombia
Authors G.W. Paukert, G. Billings, I. Dawes, T.D.J. England and G. RaitHigh-velocity basement rocks, comprised of Proterozoic granulites, and Mesozoic metamorphic, andesitic and marine sedimentary rocks have been thrust to surface along low-angle northwest- and southeast-vergent thrust faults in the Acevedo block of Colombia's Suaza Valley in the Upper Magdalena region. Beneath the basement thrust sheets lie oilprospective Cretaceous and Tertiary fluvial-deltaic reservoir sandstones. The complex geometries, nonreflective character and high internal velocities of these basement thrust sheets make it difficult to clearly resolve and accurately position seismic reflections from the stratigraphy beneath them. However, application of high-effort acquisition methods and modern processing streams has allowed sub-thrust imaging and prospect definition. Imaging success is attributed to swath-2D seismic geometries, which were used when shooting above the basement hangingwall. Swath-2D configuration involved four receiver lines and a central 'zig-zag' shotline. Additionally, tomographic statics, pre-stack time migration and anisotropic pre-stack depth migration were all used to obtain optimal imaging and positioning of reflections. Final 2D pre-stack migrated time sections image sub-thrust truncations of reflections from the target Cretaceous Caballos sandstone. Depth mapping delineates a large fault-dependent sub-thrust trap. A 3,000 m sub-thrust well test is scheduled for 2003.
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Complex Imbricate Systems In The Southern Caribbean Basin, Offshore Northern Colombia: Advanced Structural And Stratigraphic Analysis, And Implications For Regional Oil Exploration
Authors F. Corredor, J. Shaw and T. VillamilImbricate thrust structures are common in deep-water environments of active margins worldwide, including the Southern Caribbean basin, offshore northern Colombia. The imbricate systems in this region are part of the accretionary prism that resulted from the transpressional collision between the Caribbean and South American plates during Tertiary times. The Southern Caribbean basin offers an extraordinary opportunity to study imbricate thrust systems, as these structures are extremely well imaged at deep levels in seismic reflection profiles and because they preserve growth strata that record fold kinematics. Using fold shape, fault plane reflections, and patterns of growth sedimentation, we model the geometry and kinematics of this imbricate system using combined fault-bend folding and shear fault-bend folding theories. This imbricate system is formed above an Oligocene (?) weak décollement layer of variable thickness at the base of fault ramps. Individual fault-related folds within this imbricate system are characterized by long planar backlimbs that dip less - or much less - than the associated fault ramps, with increasingly shallower dips to growth strata, suggesting a component of progressive limb rotation. Forelimbs are short compared to backlimbs, but growth strata show more consistent dips that suggest a component of folding by kink-band migration. Growth sediments are deposited in piggyback basins formed over the backlimbs of individual imbricates and as onlapping sequences against the forelimbs. The growth stratigraphy consists of distal marine, fine-grained sediments; turbidite deposits, and condense sections. We present forward models of both break-forward and break-backward imbricate shear faultbend fold systems with the correspondent patterns of growth sedimentation derived using high resolution seismic data from similar imbricate systems in the deepwater Niger Delta, West Africa. Unlike conventional imbricate fault-bend folds, break-forward imbricate shear fault-bend folds are characterized by decreasing ramp and dip angles in adjacent thrust sheets toward the hinterland. The decrease in ramp and dip angles, effectively produce an increase in accommodation space for growth sedimentation, and a decrease in the structural relief. We use these models and the resulting patterns of growth stratigraphy to solve the sequences of imbrication in the Southern Caribbean Basin, which are key in the assessment of the exploration potential in this region.
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Aplicacion De La Tecnica Sparse En Adquisicion Sismica 3D, Bloque Tangara-Colombia
More LessGrant Geophysical realizó para Hocol y Asociadas en el bloque Tángara, sector del Piedemonte Llanero, el primer proyecto de exploración sísmica en Colombia bajo la técnica Sparse, cubriendo un área de 544 km², convirtiéndose en uno de los programas exploratorios más grandes realizados en el país. El diseño original correspondió a un modelo 3D Ortogonal, materializado en el terreno utilizando la técnica Sparse, brindando ventajas operativas al permitir franquear obstáculos topográficos, ambientales y sociales, y favoreciendo la adquisición en zonas con entornos complicados. Para la ejecución del proyecto los procedimientos seguidos en adquisiciones sísmicas convencionales fueron replanteados. El equipo de última generación, Sercel 408UL, manejó más de 3000 canales activos con un tendido que ocupaba un área mayor a 120 km². Las modificaciones al diseño fueron ocasionadas por limitantes durante la perforación, la negativa de propietarios a permitir las operaciones y el ajuste de los parámetros a elementos ambientales. Esta técnica flexibiliza el desplazamiento de las estaciones fuentes y receptoras, acompañado en este caso, de un incremento en receptores del 10.4 % y en fuentes del 15.6% respecto al diseño ortogonal, por la metodología para ubicar las estaciones. Ante los resultados históricos de exploración sísmica en esta zona, la adquisición de información de 6034 registros en un lapso de 6 meses es considerado un logro del esfuerzo Operadora - Contratista.
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VSP Por Polarización De Onda: Acabando Con El Descontento Actual
Authors A. Rivera and A. TabakovEn este artículo se ilustra la novedosa metodología VSP por polarización de onda (o análisis vectorial) diferente a la metodología tradicional, cuyos resultados no han llenado las expectativas en nuestro medio. Esta técnica fue empleada en el reprocesamiento de un VSP 3 Componentes de la compañía BPX Colombia adquirido en el Piedemonte Colombiano. Se muestran resultados comparativos y otros ejemplos. El paquete utilizado fue el UNIVERS VSP para el procesamiento e interpretación conjunta de datos de VSP y logging e integración con la sísmica de superficie. Las características principales del Método Sísmico de Polarización, que lo diferencian de la metodología tradicional, radica en que se realiza el registro vectorial del campo ondulatorio y se utilizan todos sus parámetros: velocidad, frecuencia y polarización. Los parámetros de polarización que se evalúan son: elipticidad, azimut y ángulo con la vertical. Simultáneamente se estudian todos los tipos de onda (P, S, PS, etc). Por lo anterior, la evaluación de las propiedades dinámicas del medio con este método es más confiable, ya que se realiza no sólo para una componente, sino para el vector total, lo que es de extrema importancia en el procesamiento de los "Offset VSP", así como en el análisis de modelos de capas buzantes y rugosas. Esta metodología permite la identificación y extracción de los diferentes tipos de onda a través de la determinación de su componente principal, lo que permite maximizar la relación señal/ruído y obtener información con contenido frecuencial alto (100 Hz - 250 Hz).
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Aplicacion De Metodologias En Tiempo Real Para Optimizar Los Procesos De Perforacion En Yacimientos Petroliferos
By C. RodríguezLas metodologías en Tiempo Real se proyectan como firmes soluciones a las nuevas necesidades de la Industria del Petróleo, especialmente en lo que tiene que ver con la optimización de las perforaciones de alto ángulo y horizontales. El proceso de adquisición de datos a medida que se está perforando y el procesamiento de los mismos; la planeación de la trayectoria de pozos, la visualización en Tiempo Real de todo el proceso de la perforación y la conducción geológica se integran en un sólo paquete de servicios con el fin de atender dichas demandas. El éxito de una perforación de alto ángulo y/u horizontal depende ampliamente de la adecuada conducción del pozo dentro del yacimiento objetivo. Esto se logra modelando las respuestas de los registros de Resistividad y Rayos Gamma en la intersección de la trayectoria del pozo con la litología que atraviesa. El propósito es compararlos con aquellos que se están obteniendo en Tiempo Real, para de esta manera, prever posibles sorpresas geológicas que puedan afectar el desarrollo normal de la perforación. Las nuevas tecnologías desarrolladas para tal fin incluyen, entre otros, la utilización de software que permite integrar los datos del pozo que está siendo perforado en cualquier parte del mundo, con las personas que pueden requerir esta información. Estas tecnologías se proyectan como herramientas básicas en la explotación petrolera, al permitir estrategias de desarrollo más especializadas, con menores rangos de error y mayor precisión a la hora de llegar al objetivo de la perforación. El objetivo de esta presentación es ofrecer una idea de lo que estas tecnologías permiten desde un punto de vista caracterizado por el énfasis geológico, haciendo relación a un caso de aplicación de las mismas en un pozo real.
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Prospección Geoquímica De Superficie. Valle Superior Del Magdalena
Authors L.F. Sarmiento, J. Moreno, E. Kairuz and F. GonçalvesSe integra y reinterpreta la información gasométrica de los estudios realizados en años anteriores en el Valle Superior del Magdalena (VSM) usando un modelo geoquímico y estadístico unificado. La integración con parámetros composicionales e isotópicos disponibles indica que gran parte de las extensas anomalías de metano encontradas reflejan una contribución de gas biogénico. Las anomalías de gases en el rango de etano a hexano y la fracción C6+, más limitadas en cuanto al área de extensión, presentan una buena correlación espacial, sugiriendo la presencia de gases de origen termogénico. Se identificaron anomalías locales determinadas a partir de la estadística de la población de muestras de cada uno de los bloques, estas anomalías son correlacionables con rasgos geológicos particulares y anomalías regionales determinadas a partir de la estadística de la población de todas las muestras del VSM. Estas anomalías permiten clasificar los diferentes bloques estudiados según la magnitud de sus concentraciones. Las anomalías regionales de los bloques Guayabillas-El Pensil y Tesalia-La Plata, mencionados en orden decreciente de importancia, se destacan significativamente con respecto a otros bloques, de tal manera que las anomalías locales en estos bloques son las más interesantes en todo el VSM. La relativa buena correlación encontrada entre las anomalías geoquímica locales de la prospección de superficie y los rasgos estructurales del área de estudio indica que algunas de las anomalías encontradas son probablemente el resultado de la remigración de hidrocarburos acumulados en el subsuelo, algunas de ellas debajo de láminas de cabalgamiento con rocas del basamento económico.
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Empleo Del Modelo Geomecánico MEM (Mechanical Earth Model) Para Reducir Los Costos Y Riesgos De Perforación En Formaciones Sobre-Presurizadas, Un Caso Histórico Cuenca De Putumayo/Colombia
Authors M. Torres, M. Frydman and H. AriasThe drilling history in this area shows many hole instability problems. It was identified overpressure zones, gas influx zones, huge volume of cavings, lost circulation, cut of mud and many stuck pipe incidents. Wellbore instability was responsible for many costly sidetracks, excessive reaming time and in half of the cases well lost. This article will describe the application of the mechanical earth model concept to reduce risks and cost while drilling in Loro field, Putumayo basin in Colombia. Examples are shown comparing the model with actual results and how the model was updated during drilling. The initial earth model represents the best current description of the state of stress, rock strength and geologic structure as a function of depth in the structure of the field. Using the developed MEM, it was forecasted the wellbore stability for the well plan. This forecast predicts regions where the wellbore is expected to be stabile or unstable, where zones might increase the risk of stuck pipe or heavy reaming as well as places where lost circulation should be anticipated. The forecast is used: to evaluate the proposed casing points and to recommend mud weights required drilling a stable well. In cases where the model predicts wellbore instability cannot be controlled by mud weight, specific drilling fluids and drilling practices are recommended to reduce the risk of stuck pipe. It was drilled the planned well without any important instability problem and with record time for the field, a reduction of 58% in drilling days (from 120 to 50 days). The application of the MEM assured the viability of drilling wells in the area. The use of Geomechanics concepts in the planning phase and while drilling in this area helped in reduce the drilling cost and accelerated the learning curve.
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