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11th Simposio Bolivariano - Exploracion Petrolera en las Cuencas Subandinas
- Conference date: 29 Jul 2012 - 01 Aug 2012
- Location: Cartagena, Colombia
- Published: 29 July 2012
21 - 40 of 184 results
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Nuevas Evidencias Sismo-Estratigráficas de las Formaciones Pérmicas del Lote 57 y sus Efectos en el Sistema Petrolífero de la Subcuenca Camisea
Authors Diego Venturo and Francisco RodriguezEl Pérmico Superior es una secuencia estratigráfica con facies sedimentarias muy variables que están presentes en el lote 57, ubicado dentro de la zona gasífera de Camisea, las cuales despiertan muchas expectativas exploratorias, manteniendo asimismo controversias respecto a su origen y evolución. Debido a que la deposición del Pérmico Superior estuvo asociada al desarrollo de la orogenia Tardi-hercinica, esta secuencia presenta una serie de complejidades estratigráficas que dificultan su interpretación sísmica limitando la apreciación del sistema petrolífero involucrado. La sísmica 2D y 3D adquirida y los más de 30 pozos perforados en el área confirman la existencia reservas de gas en estas rocas así como su comportamiento estratigráfico. En el presente trabajo explicaremos el contexto geológico regional de dichos eventos, aplicando nuevos conceptos elaborados a la luz de los últimos trabajos exploratorios y desarrollo realizados recientemente en la zona, poniendo énfasis en el efecto del paleo-relieve de las mega-dunas de la formación Noi sobre las formaciones adyacentes así como las consecuencias de la erosión Cretácica sobre toda la secuencia Pérmica. El lote 57 solo cuenta con sísmica 2D y 3 pozos perforados recientemente, la imagen sísmica no permite observar claramente el comportamiento sismo-estratigráfico de los eventos Pérmicos. Aplicando un blanqueo espectral en la banda de frecuencias rescataremos eventos geológicos no identificados previamente. Esto permitirá hacer un mejor análisis e interpretación del comportamiento sismo-estratigráfico de esta secuencia en el área. Estas nuevas evidencias afectarían directamente al sistema petrolífero otorgando nuevos criterios de evaluación del potencial petrolero del lote.
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Vias rápidas de exploración y detección de reservorios no convencionales (sweetspots) a través de Geoquímica de superficie
Authors Daniel C. Malizia, Graciela Prestia and García RobertoThe search for unconventional reservoirs and the beginning of their expensive development requires changes in the conventional exploration philosophy and in the tools used. The fast tract exploration of sweetspots may help to increase return in a development project’s high initial yields if its systematic detection is improved. The use of unconventional exploration methods, together with other more traditional methods used that resulted in a sweetspot detection is shown in the case studied. These methods are more effective when combined with more traditional ones to add value to the structures, thus forming an integrated set that increases the chances in a particular prospect and the economic feasibility of a development project.
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Costayaco Field, Further Exploration and Production activities in the Putumayo Basin, Colombia
Authors Edgar Garcia Dueńas and Carlos RamirezThe Costayaco Field is located in the northwest portion of the Putumayo Basin, Colombia. S.A. It consists of a major thrust fault/dip closed accumulation. Costayaco Field was discovered in 2007 by Gran Tierra Energy Colombia and is currently under development. Original oil in place (OOIP) is calculated around 140 MMstb. To date, 15 wells have been drilled and 19 MMstb of oil have been produced with ESP´s and jet pump systems. All of the Cretaceous siliciclastic reservoirs contain oil; the main objectives, Caballos Fm. and Villeta T Sand, have 30° API gravity oil with a rather low GOR. The field doesn't have a primary gas cap and the oil column for the T sand and Caballos Fm. is around 215 ft each. Further development of the field in 2012 includes continuing with the current water injection in 4 wells, drilling 2 peripheral injector wells, and 2 infill producer wells. The delineation plan for the Costayaco Field is based on the interpretation and analysis of 3D seismic data (Chaza 2007, 70 Km2), core data and core description, lab measurements, and petrophysical analysis of the openhole logs. All of the above was integrated into a robust 3D static reservoir characterization model. Based upon our extensive knowledge of the basin along with the expert contribution of our team, we have reached the production plateau of 17,000 BOPD.
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Integración de todas las fases que intervienen en un proyecto sísmico para la optimización del diseńo de campo
Authors Camilo Gonzalez, Carlos Pedraza, Lilia Saavedra and Sandra CespedesEste análisis está enfocado a la optimización de los parámetros de diseńo de un programa sísmico 2D en la etapa operativa, a partir del estudio detallado de los datos obtenidos para un caso particular, en este caso una línea sísmica. Durante la fase de procesamiento, se observó que ajustes al diseńo inicial como reducción del intervalo de grupo, pueden generar cambios de pendientes relativas en los registros de campo, inconvenientes para encontrar la mejor solución estática y un deterioro notable en la resolución de eventos geológicos en la migración. Estos factores son obstáculos que se presentan a la hora de la adquisición sísmica, que en nuestro país pueden ser de tipo ambiental, infraestructuras civiles o sociales modificando el diseńo inicial propuesto obligando a ajustes que se hacen en el momento de la adquisición de los datos, y que buscan seguir cumpliendo las necesidades de quienes hagan uso de la información. Se dedujo que el parámetro de cubrimiento en el subsuelo no es el único factor a tener en cuenta en el momento de un rediseńo sísmico en campo; también juegan un papel preponderante parámetros como: tamańo del offset, intervalo de grupo y tipo de tendido. Se asegura un mejor resultado cuando el trabajo es el reflejo de una integración oportuna de todo el equipo de trabajo involucrado en las etapas del proyecto, incluyendo las necesidades del geólogo intérprete.
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Sucesión sin-orogénica del post-Eoceno medio en la zona axial de la Cordillera Oriental de Colombia; cuenca intermontańa previo al levantamiento vertical de la Cordillera
Los depósitos post-Eoceno medio-Oligoceno existentes en la zona axial de la Cordillera Oriental de Colombia, ignorados en estudios previos debido a su pobre exposición, registran los procesos de deformación previos a la fuerte exhumación Mioceno tardío-Plioceno de la Cordillera Oriental. Estos depósitos tienen un rango de espesor (preservado) entre 150 a 1700 metros y sus litologías consisten principalmente de lodolitas con intercalaciones de arenitas y conglomerados acumulados dominantemente en ambientes continentales. Para este estudio se realizó una cartografía detallada, análisis de litofacies y petrografía, cortes estructurales e interpretación sísmica en áreas donde estas rocas están preservadas para determinar espesores, asociación de litofacies y composición. La relevancia de la magnitud de la deformación en la zona axial se identifica al comparar estos resultados con información tectono-estratigráfica de las unidades post-Eoceno medio – Oligoceno de los piedemontes oriental y occidental de la Cordillera Oriental. En la zona axial se distinguen por lo menos dos depocentros mayores en las áreas de Tunja-Paipa y Paz del Río, y la cuenca se conecta desde el sur, en Usme hasta el norte en Valegra. Los análisis de procedencia indican aporte del Macizo de Floresta y su cobertera sedimentaria para segmentos al norte y de cobertera sedimentaria Cretácica-Paleocena-Eocena de los piedemontes para todos los depocentros. Estos depocentros son formados al norte por el movimiento de las fallas de Boyacá y Soapaga, y tienden a ser más espesos hacia el norte de Paz de Río. Por el contrario, al sur del depocentro de Tunja-Paipa disminuye y el mecanismo de subsidencia se asocia a la actividad de estructuras inversas de vergencia opuesta en los piedemontes. La cuenca axial del Oligoceno es una cuenca intermontaña independiente de las cuencas en ambos Piedemontes. Las variaciones de perfiles de enterramiento en esta cuenca deben considerarse para el análisis de carbones Paleocenos y shales Cretácicos en la exploración de hidrocarburos convencional y no convencional.
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Defining the geometry of the subducting Caribbean slab beneath northwestern Colombia and its controls on the overriding Lower Magdalena forearc basin
Authors Rocio Bernal-Olaya, Paul Mann and Alejandro EscalonaWe have integrated 800 earthquake events, 7000 km of 2D seismic lines, 13 exploration wells, and regional gravity and magnetic data in order to test the idea that the Lower Magdalena basin (LMb) formed as a forearc basin above the subducting Caribbean slab, in NW Colombia. Earthquake events combined with deep-penetration seismic reflection data show that subduction is occurring at a shallow angle (~12-19°), attributed to the subduction of late Cretaceous Caribbean oceanic plateau crust previously determined to be 10-15 km thick. Earthquake focal mechanisms show normal events occurring as a result of bending of the Caribbean oceanic plateau along with thrust and strike-slip events. Gravity and magnetic models combined with seismic reflection profiles show the presence of a lower, more dense sedimentary unit, inferred to be an older and highly deformed Cretaceous to Eocene accretionary prism underlying the Oligocene to Recent forearc basin units of LMb and overlying the subducting Caribbean slab. The forearc basin fill varies in age from Oligocene to Holocene and can be seen onlapping the upper sedimentary basement unit. These onlaps are consistent with the upper basement unit forming a ridge since Oligocene. The directions of depocenter migration shift in both landward and seaward directions from Early Miocene to Holocene time likely reflecting infill, faulting and uplift events forming the forearc ridges and perhaps dip changes in the subducting Caribbean slab. The forearc basin was overfilled in Pleistocene time and resulted in formation of the 68000 km2 Magdalena fan offshore, in the Colombian basin.
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Integrated geological modeling of the Llanos Basin: Input from SANBAS consortium
The Llanos Basin covers more than 200,000 km2 in the eastern side of Colombia and contains some of the biggest Colombian oil fields such as Cańo Limon and Cusiana-Cupiagua. With remaining resources in place probably exceeding 10,000 MBOE (including Rubiales) and 10 TCF the Llanos basin is very attractive for Exploration. The aim of the SANBAS consortium is to focus on new play concepts to identify new resources, through an integrated approach combining integration of existing studies, seismic interpretation of key lines, new petrophysical and geochemical analyses and integrated 2D/3D petroleum system modeling.
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Integración de tecnología y experiencia para la solución de un problema especifico: Aplicación de velocidad de reemplazamiento variable, uso de interpolación de trazas para atenuar ruido y resolución del problema estático con ayuda de la interpretación geológica en una cuenca colombiana
Authors Lilia Saavdra, Sandra Cespedes, Carlos Pedraza and Olga ChaconCon el objetivo de aclarar el modelo geológico existente, se realizó el reprocesamiento PSTM de dos líneas 2D que habían sido adquiridas con diferentes parámetros en un área de complejidad topográfica y geológica alta. Los registros adquiridos presentaban severos problemas estáticos y pobre relación seńal ruido. Después de un detallado análisis, se definió que el cálculo de estáticas de refracción para encontrar la velocidad y el espesor de weathering con una velocidad de reemplazamiento variable facilitaba el análisis de velocidades. Con una interpretación geológica preliminar se diseńó una ventana para solución de estáticas residuales consistente en superficie sobre la zona más estable; posteriormente se realizó atenuación de ruido en el registro usando la transformada Tau-p sumando e interpolando trazas. Finalmente, se obtuvo la migración pre apilado en tiempo. Se comparo la imagen obtenida con este procedimiento, con una imagen obtenida usando las metodologías convencionales de procesamiento. La integración del conocimiento geológico, geofísico y la experiencia de cada uno de los involucrados aseguró una nueva imagen sísmica que contribuyó al mejor ajuste del modelo geológico.
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A prestack interpolation primer Part 1: Tutorial
More LessPrestack interpolation of land data is a topic of great interest in modern seismic processing. Prestack interpolation is used for diverse applications ranging from infilling of sparse acquisition in areas exhibiting complex topography or otherwise inaccessible terrain to data regularization for azimuthal processing required in fracture detection analysis to minimizing sampling-induced prestack migration artifacts in AVO analysis to harmonizing the sampling across different surveys in merge processing. Yet for all its popularity, prestack interpolation seem to be poorly understood by the geophysical community at large and misconceptions abound concerning the question of what prestack interpolation can and cannot do. The purpose of this tutorial presentation will be to be to provide the geophysical interpreter with a clear understanding of the algorithmic assumptions and relative pros and cons for two powerful interpolation techniques so that he/she can more reliably appraise their performance in a production environment. The first of these is the popular 5D interpolation by Fourier reconstruction approach (often called 5DMWNI) and the second is an approach based on local time-space dip-scans and slant stacks. We will focus on simplifying the basic theory and we will illustrate the strengths and weaknesses using very simple synthetic data testing. In particular we will distinguish between two very important and different interpolation tasks: regular upsampling and gap filling of random holes and we will carefully study the algorithms’ response to spatially aliased input data.
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Potencial Presencia de la Formación Ciénaga de Oro entre las Fallas de Algarrobo y Santa Marta en el Valle Inferior del Magdalena, Colombia
Authors Paulina Ferreira, Luis Antonio Castillo, Yucet Fechi and Carlos GuerreroBased on interpretation of the 3D seismic volume which was acquired in Brillante area during 2010 and the evidence supported by biostratigraphic data, log analysis also petrographyc description of some wells located close to Brillante area, our team proposes the probable presence of Cienaga de Oro (CDO) Formation in between Algarrobo and Santa Marta Faults. On the Eastern part of Lower Magdalena Basin (LMB) there are two main faults which are used as reference in this analysis. The first one is the Algarrobo Fault which is the boundary of Brillante structure where the CDO is tested, and the second one is the Santa Marta Fault, which is the limit between LMB and Cesar-Ranchería Basin. CDO Formation is in this area as in the whole LMB, the main reservoir proved; but previous considerations suggest that the Algarrobo Fault is the limit for its deposition. However the information obtained from the wells and the 3D seismic interpretation, referred to amplitudes and seismic characters which are defined features of CDO formation in the western part of the fault, clearly shows a possibility of CDO formation presence in between Algarrobo and Santa Marta Faults due to an excellent correlation of this features in both sides of the fault. This study induces to think in new possibilities for hydrocarbon exploration in this part of the basin, due to the potential presence of the reservoir.
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Modelo de Madurez Integrado con Trazas de Fisión y (U-Th)/He en Apatito: Implicaciones para la Generación de Hidrocarburos en la Cuenca Tumaco
Authors Ángel Barbosa, Sergio Andrés Restrepo, Jairo Osorio, Agustín Molina and Juan TamayoPor sus rangos de sensibilidad térmica, la termocronología de baja temperatura (e.g., trazas de fisión y (U-Th)/He en apatito) y la paleotermometría por reflectancia de vitrinita (Donelick et al., 2005; Ehlers et al., 2003; Green et al., 2004; etc.) constituyen herramientas sumamente útiles para el estudio de la evolución de cuencas sedimentarias y, específicamente, para la prospección de yacimientos de hidrocarburos (Armstrong, 2005; Green et al., 2004; Crowhurst et al., 2002). Con el fin de contribuir al entendimiento de procesos y eventos de generación de hidrocarburos en la Cuenca Tumaco se tomaron muestras tanto del subsuelo (pozos Majagua-1 y Remolino Grande-1) como de superficie (afloramientos de la Isla Gorgona) (Figura 1). En dicho conjunto de muestras se adelantaron análisis de termocronología de baja temperatura mediante los sistemas trazas de fisión y (U-Th)/He en apatito (AFT y AHe respectivamente), y paleotermometría por reflectancia de vitrinita (%Ro). Los datos derivados de estos análisis fueron utilizados para generar modelos térmicos asistidos por computador (HeFTy®; Ketcham, 2008), modelos que permiten establecer los máximos de temperatura alcanzados y el tiempo para el cual se inició el enfriamiento posterior al calentamiento máximo (e.g. Green et al. 2001; 2002; Crowhurst et al. 2002). De esta manera se construye un modelo de enterramiento y maduración que involucra variaciones en el flujo de calor y/o cuantificaciones de secciones removidas por levantamientos tectónicos y exhumación por erosión para cada pozo utilizando el software PetroMod ®1D.
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Nanofósiles calcáreos y ambientes de depósito en sedimentos del Cenozoico de los sectores Atlántico y Pacífico de Colombia
Se presentan los resultados de una acción interdisciplinar llevada a cabo por la Universidad de Caldas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH y la Universidad de Salamanca. La puesta en común de datos de manera coordinada ha posibilitado el desarrollo de una escala bioestratigráfica de referencia que permite, por un lado la ubicación temporal de secuencias hasta el momento inéditas, y por otro la correlación entre los sectores Atlántico y Pacífico del cenozoico colombiano. Este estudio se ha llevado a cabo en sectores de interés para la industria petrolera y los resultados aplicables tanto en la exploración como en la caracterización de la roca madre. Durante el Cenozoico el borde NW de Sur América sufrió una serie de procesos tectónicos complejos asociados a la colisión de un arco volcánico que culminó con el cierre del istmo de Panamá. Esto determinó cambios cruciales en circulación oceánica, y, por ende, en el relleno sedimentario. En este estudio se presentan nuevos datos bioestratigráficos basados en nanofósiles calcáreos de pozos perforados por la ANH y de secuencias obtenidas en superficie en las que existía escasa información. La mayor parte de la secuencia estudiada cubre un intervalo Mioceno temprano-Plioceno. Los ambientes que se describen son relativamente profundos, aunque persiste una clara influencia proximal materializada en el contenido de siliciclásticos. Una excepción a este patrón lo constituye la secuencia de Remolinogrande-1, situada en sector Pacífico, donde la secuencia analizada se inicia en el Eoceno temprano/medio hasta el Plioceno temprano.
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Calcareous nannofossil biostratigraphy of Neogene Lower Magdalena Valley Basin-LMVB (Colombian Caribbean): new multi-proxy data from Porquero Formation as a potential hydrocarbon source
The Porquero Formation is one of the potential Cenozoic sources of hydrocarbons in the Lower Magdalena Valley Basin-LMVB (Colombian Caribbean). Sediments typical described include in situ pelagic and hemipelagic regimes in a deep ocean floor environment. Two wells belong this formation was sampled for calcareous nannofossil analyses: the P-16 and P-18. Precision and accuracy of nannofossil biostratigraphic correlations have been applied extensively and many events have been calibrated by orbital stratigraphy. The resulting biostratigraphy proposed in this study corresponds to Oligocene/Miocene transition to mid Miocene, which are in agreement with that obtained in recent studies performed by University of Salamanca. This study presents new unpublished data improving the biostratigraphic framework available with direct applications for oil exploration. Continental to deepest marine facies have been studied by integrating of other micropaleontological proxies (pollen and foraminifera) indicating an important supply of organic matter to the basin, and consequently potential source rock. Analyses performed in this work have given an average TOC of 1.83 % (30 samples). The warm phase of the early Miocene peaked in the Middle Miocene Climatic Optimum (17-14.5 Ma) is reflected in the microfossil assemblage and in the abundance patterns, and represent a potential key for future paleoceanographic investigations.
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Magmatismo Mioceno Tardío en el Cinturón del Sinú: posibles implicaciones en la Evolución Termal de la Cuenca
Las cuencas sedimentarias formadas en ambientes tectónicos convergentes o divergentes pueden estar afectadas durante diferentes etapas de su evolución por actividad magmática. Dependiendo de las características composicionales, geometría y distribución espacial, el magmatismo puede modificar temporalmente la estructura termal a escala local o regional, influenciando en los procesos diagenéticos y afectando la maduración y migración de hidrocarburos (Galushkin, 1997; Ohtman et al., 2001; Jones et al., 2007, Fjeldskaar et al., 2008). El sector noroccidental de la placa del Caribe Colombiano es considerado como de carácter amagmático (Figura 1.A-B; Duque-Caro, 1984; Pindell and Keenan, 2009) y de condiciones modernas de bajo flujo de calor (Lopez y Ojeda, 2006). Sin embargo, recientemente en el sector noroccidental de Colombia (Figura 1.B-C; departamento de Córdoba) fue reconocida una serie de rocas volcánicas basálticas cortando, como diques y/o silos peperíticos, intercalaciones de areniscas y lodolitas del Cinturón deformado del Caribe Sur (Cinturón Sinú), el cual representa la actual cuńa acreciónada a la margen (Figura 1.B-C) formada por la convergencia del del Caribe y la placa de Sur América (Duque-Caro, 1984).
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Análisis sismo estratigráfico de reflectores simuladores del fondo hidratos de gas´
Authors Luis Antonio Castillo Lopez and Willian MartinezEl análisis de información sísmica a nivel de registro y de sección, permiten identificar reflectores que simulan el fondo, indicando la presencia de hidratos. Dicho análisis implica el desarrollo de una metodología la cual en forma sistemática hace un tratamiento geofísico de los hidratos de gas, mediante secuencias de procesamiento e interpretación sísmica. Las capas con hidratos de gas normalmente muestran los efectos de cierre, es decir, reducen los contrastes de impedancia acústica dentro de los sedimentos hidratados, presumiblemente debido a la cementación de las moléculas de hidratos de gas, de las interfaces estratigráfica, por lo tanto, una reducción de las amplitudes sísmicas está dentro de la capa de hidratos de gas, la cual se utiliza a menudo como una función de diagnóstico. El límite entre los sedimentos que contienen hidratos de gas y los estratos subyacentes a menudo es muy fuerte, y se caracteriza la polaridad del reflector negativo en los datos sísmicos por una gran amplitud. La gran amplitud del reflector simulador del fondo, o BSR, depende de la presencia de gas libre por debajo de la RSE. Con el fin de evaluar la presencia de acumulación de gas libre debajo de la capa de hidratos de gas, se llevó a cabo un análisis a nivel de registro y de secciones finales (apilado y migración), además del análisis AVO en lineas costa afuera de la Cuenca de la Guajira en el Caribe Colombiano.
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Generación de un modelo de distribución espacial de canales para las formaciones mugrosa y esmeraldas, campo tenerife, cuenca del valle medio de magdalena, colombia
Authors Jenny Ramirez Villamizar, González Silva and Diana CarolinaEste trabajo tiene como objetivo generar un modelo 3D de distribución espacial de canales de la Formación Mugrosa y Esmeraldas del campo Tenerife ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Para ello se integro toda la información de núcleos, registros de pozo y sísmica 3D-3C proporcionada por ECOPETROL. Partiendo del análisis de núcleos y amarre con los registros de pozo se identificaron electrofacies de canal, llanura de inundación y depósitos de desborde. Se correlacionaron los tres pozos del campo mediante la interpretación de registros dipmeter, patrones de estacado, electrofacies, con el fin de extraer la mayor cantidad de información concerniente a la ubicación de superficies estratigráficas en el área.
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Stable Isotopes in Methane and Hydrogen Sulfide as Reliable Tools in Provenance Studies of Natural Gases Trapped in Gas Hydrates of Colombian Caribbean offshore Basins
Authors Humberto Carvajal Ortiz and Lisa M. PrattGas hydrates are considered the ultimate natural gas reserve of the planet and are probably present in the Caribbean offshore of Colombia, based on 2-D seismic studies that have detected zones with high density of bottom simulating reflectors (BSR) in the Colombia, Sinú Offshore, and Guajira Offshore Basins (e.g., Reed et al., 1990; Lopez and Ojeda, 2006). Stable isotopes in methane (CH4) and hydrogen sulfide (H2S) can be used as source-fingerprints of gas molecules trapped inside hydrates, allowing the differentiation of CH4 from microbial and thermal processes, providing valuable context for economic recovery of natural-gas resources. It is challenging, however, to apply isotope systematics to hydrate-forming systems due to complex influences on nucleation and dissociation under varying conditions of salinity/pressure/temperature and interactions of gas molecules with clay minerals and organic matter. In this study, pressure-vessel analogue models allow nucleation of gas hydrates, attempting to simulate the conditions at potential gas hydrate sites: low temperatures, high pressures, CH4 and H2S saturation, varying salinity, clay mineralogy (smectites), and microbial biosurfactants reported to occur at natural hydrate sites. Salinity CH4-experiments show only small differences in carbon and moderate variations in hydrogen isotopic compositions between gas phases (free gas vs. hydrate gas). Also, experiments with clay minerals and biosurfactants display an enhancement in isotopic fractionations of the different gas fractions. These results and those of ongoing experiments will refine interpretation of gas provenance and will improve risk assessment at sites where recurrent hydrate formation complicates hydrocarbon drilling and transportation in pipelines.
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Estimación de cuerpos de arena mediante la inversión sísmica de los datos de onda PP y onda convertida PS del programa sísmica Tenerife 3D3C
Authors William Agudelo, Edgar Pineda and Jairo GuerreroEl uso de la sísmica multicomponente ha sido considerado como muy prometedor en los últimos ańos para la determinación de litologías, caracterización de fracturas y detección de fluidos entre otros. En este trabajo describimos el trabajo de inversión sísmica en el proyecto piloto Tenerife 3D3C de 22 Km2. Para obtener la distribución de arenas del campo se realizó la inversión acústica y elástica de la onda PP y la inversión conjunta (joint inversion) de la onda PS. El paso de mayor dificultad es la registración o equivalencia entre los volúmenes procesados de onda PP y PS. Este paso fue realizado sobre dos flujos de procesamiento en los cuales se interpretaron todas las superficies de interés. La ondícula fue determinada a partir de los volúmenes sísmicos PP y PS y de VSP vertical (ZVSP) y a offset (OVSP). Se usaron atributos simples como velocidad Vp/Vs de intervalo y relaciones de amplitudes para entender cualitativamente las diferencias entre los volúmenes PP y PS. La impedancia de onda S (Zs) puede invertirse a partir de la onda PP y a partir de la inversión conjunta PP y PS. Los resultados muestran que la onda PS aporta a la solución y marca zonas con mayor espesor de arenas. Este resultado abre la puerta para la aplicación potencial de la sísmica multicomponente en otros campos del país para la determinación de propiedades litológicas y de fluidos.
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Using microseismic to understand fracture/reservoir behavior and geology effects on a well in the Middle Magdalena Basin - Colombia
Microseismic has been used in North America extensively to help in Conventional as well as Unconventional plays, it is a tool that if applied and used correctly can provide a never before available scientific guide to explorationists for improving the economics and production in a field. This technology can be done using tools placed in an offset monitoring well and can also be done with special tool placed in the same well frac.
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Estratigrafía del Paleozoico inferior en el borde noroccidental de Suramérica (Colombia y Venezuela): Una nueva visión
Authors Jaime Reyes-Abril and Andrés Pastor-ChacónEn el Paleozoico Inferior del borde noroccidental de Suramérica, existen muchos trabajos puntuales estratigráficos y/o paleontológicos, ninguno menciona relaciones estratigráficas o paleogeográficas generales. Por ello se realizó una revisión estratigráfica inicial en la que se observó una amplia dispersión temporal que impide generar correlaciones y paleogeografías precisas. Visto esto, realizamos una detallada revisión de la información sedimentológica, paleontológica y estratigráfica, incluyendo estudios inéditos recientes. Con la revisión estratigráfica obtenida se proponen las siete divisiones temporales descritas a continuación, que pueden ser la base para el análisis de sistemas petrolíferos paleozoicos: 1) Vendiense-Cámbrico Inferior, que incluye las formaciones Hato Viejo y Carrizal, reportes de microfloras en los Llanos Orientales, metasedimentos del Graben de Espino y las formaciones Cerrajón y Cańaote (anteriormente silúricas), 2) Cámbrico Medio, con una unidad no definida al norte de La Macarena y reportes de microfloras de los Llanos Orientales, 3) Cámbrico Superior, base de la Formación Mireles y reportes de microfloras de los Llanos Orientales, 4) Ordovícico Inferior a Medio, con la Formación Negritos en Los Llanos Orientales, la Formación Araracuara, el tope de la Formación Mireles y las formaciones El Hígado, Río Venado y La Cristalina, 5) Ordovícico Superior, Formación Caparo, con fósiles guía del Sandbiense, 6) Silúrico Inferior a Medio, una espesa unidad clástica no fosilífera que infrayace a la Formación El Horno con limolitas fosilíferas, y 7) Silúrico Superior, tope de la Formación El Horno con calcáreos y margas fosilíferas, base del Grupo Río Cachiri con braquiópodos (anteriormente devónicos) y palinomorfos del Grupo Quetáme.
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