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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
61 - 80 of 184 results
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Modelo Integrado de Visualización de Activos (MIVA) de ECOPETROL para Oportunidades de Desarrollo
Authors Fabian Betancourt, Hugo Gonzalez, Luis Castańeda, Luis Garcia, Orietta Mata, Juan Pinzon and Cesar MantillaEl Grupo de Oportunidades de Desarrollo de ECOPETROL, ha configurado un Modelo Integrado de Visualización de Activos para Oportunidades de Desarrollo basado en la conocida metodología FEL y el concepto de toma de decisiones bajo incertidumbre y riesgo asociados a la formulación de planes de desarrollo de activos petroleros. El modelo consiste en la integración de los flujos de trabajo para la identificación y evaluación de las oportunidades de negocio, con base en el establecimiento de un plan de desarrollo conceptual para un activo. La recopilación de antecedentes, la discusión de problemáticas relacionadas con la operación del mismo, la definición de variables, las limitaciones y/o restricciones relacionadas con aspectos contractuales, legales y ambientales; los criterios de evaluación económica, riesgos y la identificación y evaluación de alternativas forman parte del conjunto de procesos enfocados en alcanzar el escenario de mayor valor para la compańía. Utilizando una aplicación de última generación, la cual permite la integración de múltiples tipos de datos así como la visualización e interpretación de los mismos, se pudieron analizar diferentes capas de información tales como: data sísmica, modelo estructural, modelo de producción, infraestructura petrolera en la región, planes de desarrollo, información de pozos, costos y producción, caracterización ambiental e información regional, etc. tomando como ejemplo los resultados obtenidos en el desarrollo incremental del activo Lisama, Colombia. Esta información se analizo holísticamente por medio de seis flujos de análisis y una herramienta de evaluación económica que incorpora conceptos de riesgo e incertidumbre a cada una de las alternativas.
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“CARACTERIZACIÓN GEOQUÍMICA DE FLUIDOS OBTENIDOS DE LA FORMACIÓN CANSONA, CUENCA SINÚ-SAN JACINTO, COLOMBIA”
Authors N. Reyes, R. Marquez and L. MogollónEn la Formación Cansona de la Cuenca Sinú-San Jacinto, se realizó un levantamiento de diez secciones estratigráficas, en cinco localidades, a partir del cual fueron recolectadas 476 muestras; evaluadas con geoquímica orgánica, de estas 91 muestras de extractos fueron analizadas por medio de cromatografía liquida y gaseosa acoplada a espectrometría de masas (GC MS). Los extractos analizados permitieron definir a partir de los biomarcadores, una variabilidad en el aporte de carbonatos y de materia orgánica tanto de origen terrígeno como marino.La Formación Cansona, presenta ambientes de depósito que van desde plataforma marino a transicional, el ambiente marino con una influencia carbonática, está representado en las secciones 2, 3 y 4 (zonas Central y Sur). La sección 2 representa la mayor influencia carbonática, evidenciado por las relaciones TT24/tr26 (0.88; 1.04 y 0.77) y diasteranos/esteranos (0.06; 0.03 y 0.05), y corroborado por los altos porcentajes de carbonatos (carbono inorgánico = 1.4, 8.8 y 7,7), adicionalmente se destaca, las altas concentraciones del gamacerano, y las bajas condiciones de oxigenación (H35/H34 >1). En las secciones 6-1 (zona norte) y sección 5 (zona sur), se aproximan a un ambiente transicional, donde la sección 5, analizada por primera vez, representa un ambiente más proximal, con un alto contenido de materia orgánica terrestre, (OL/Hop= 0.23 a 0.54), la influencia carbonática es casi nula, (diasteranos/esteranos = 0.61 a 1.13, y carbono inorgánico = 0.01 y 0.05) y las condiciones de oxigenación altas (p/f entre 2.4 y 4.7).
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Cartografía geológica a escala 1:100.000 de las planchas 340, 362, 385 y 409. Contribución de la ANH al conocimiento de la cuenca de Tumaco
La cartografía geológica a escala 1:100.000 de las planchas 340, 362, 385 y 409 es una contribución de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH al conocimiento de cuencas denominadas “fronteras” en especial en lo pertinente a su estratigrafía, modelo estructural y evolución tectosedimentaria. Es importante mencionar que INGEOMINAS desarrolló en el año 2005 un proyecto enfocado a definir aspectos geomorfológicos y geológicos en el Andén Pacifico desde una perspectiva de sensores remotos y poco control de campo, no obstante, representaron un soporte básico para el desarrollo de las primeras fases de este proyecto. Este estudio pretende aumentar el nivel de detalle cartográfico sobre el borde oriental de la Cuenca Tumaco con énfasis en su potencial generador y productor de hidrocarburos, por lo cual la ANH contrata la firma Geología Regional y Prospección - GRP Ltda con la interventoría de la Universidad de Caldas, quienes realizaron 249 análisis de Petrografía, 102 de petrofísica, 93 de geoquímica, 114 de bioestratigrafía, 16 de geocronología y 39 de litogeoquímica, hicieron el levantamiento geológico de las planchas en mención, realizaron columnas tipo sobre el Grupo Dagua y la Formación Raposo, perfiles e integraron la información geofísica preexistente y 1798 estaciones en geológicas en campo. El resultado es un incremento en el conocimiento de formaciones presentes en la zona tales como: Formación Raposo, Complejo Timbiquí, Gabronorita de Nulpi, Granodiorita de Piedrancha, los Grupos Dagua y Diabásico y Ultramafitas de Guapi, se describen sus relaciones estratigráficas, estructurales, geoquímicas, faciales y un análisis detallado de la geología del petróleo y sus posibilidades en este sector de la cuenca del Tumaco hacia su borde oriental. Así mismo se establecieron correlaciones entre las sucesiones estratigráficas identificadas en campo y las secuencias sísmicas de los programas Pacífico 82 y Tumaco - 90, a su vez se correlacionan con las secuencias descritas en los pozos Remolino Grande-1 y Majagua-1, se correlaciona la Formación Raposo de edad Mioceno Tardío con la Formación San Agustín presente en el Alto de Remolino Grande, al igual que el Grupo Dagua correlacionable con los sedimentos cretácicos presentes a la base del pozo Remolino Grande-1.
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Timing of deposition and assesing the characteristic of potential carbonate oil reservoir along the southeastern circum-caribbean region
Authors J.C. Silva-Tamayo, C. Montes, A. Cardona. A. Pardo, D. Rincon, C. Jaramillo, G. Bayona, V. Ramirez, E. Nińo, M. Ducea, A. Sial, S. Rosero, V. Zapata, P. Zapata, C. Osorio and C. EcheverryCenozoic coralline and calcareous algae reef carbonates have long been recognized as important oil & gas reservoirs along the Circum-Caribbean Region. Despite their high oil & gas reservoirs potential, timing the deposition of reef carbonate units along this area has remained problematic due to extreme sediment recycling and complex tectonic evolution. Here we use Sr-isotope chemostratigraphy and carbonate U-Pb geochronology to precisely date in-situ corals and calcareous algae facies from several reef carbonate successions along the SE Circum-Caribbean. Detailed stratigraphic, sedimentologic and paragenetic characteristics of the studied sucessions are contrasted against their depositional ages. This allows constraining temporal variations in the structures of the reef carbonate systems along the SE Circum-Caribbean. Predominantly highly porous calcareous algae reef carbonate sucessions characterize the Eocene-Oligocene and the middle Miocene carbonate record in central and eastern Panama and northwestern Colombia. Higly porous coralline reef carbonate fabrics, often mixed with siliciclastic sedimentary facies, characterize, in turn, the late Oligocene, the late Miocene and the Pliocene reef carbonate record from northern Colombia. The stratigraphic, sedimentologic and paragenetic characteristics of the studied successions combined with their depositional ages allow identifying time intervals of carbonate sucessions displaying different oil & gas reservoir potentials. We propose a chronostratigraphic chart with main stratigraphic, sedimentologic and paragenetic (diagenetic) features for the SE Circum-Caribbean carbonate record that can be used as a reference during the search of regionaly occurring reef carbonate oil and gas reservoirs analoges along the Caribbean.
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Evolución Tectono-Estratigrafica del Abanico del Magdalena, Caribe Colombiano
Authors Jaime Martinez, Jaime Castillo and Andrea OrtizLa integración de la interpretación de los datos sísmicos 3D, el análisis de la estratigrafía sísmica, la limitada información de pozos y la geología regional, han servido para obtener un mejor entendimiento de la evolución del Abanico del Magdalena. La geología regional es reflejo de la interacción entre las placas tectónicas del Caribe y Sur América y los consecuentes levantamientos de las Cordilleras, la Sierra Nevada de Santa Marta y los Cinturones Plegados de Sinú y San Jacinto, que se manifiestan en el registro geológico como discordancias identificables en la sísmica. El análisis de estas superficies, junto con las facies sísmicas asociadas permite generar un marco crono-estratigráfico coherente a pesar de la incertidumbre en las dataciones absolutas. Se concluye que el Abanico del Magdalena empezó su sedimentación en el Mioceno Medio, luego de la transgresión regional del Oligoceno, como consecuencia de la principal fase de acreción del Cinturón Plegado de San Jacinto. Desde el inicio hasta hoy se desarrolla una megasecuencia progradante en la cual se destacan tres principales ciclos. El primer ciclo va desde la base del abanico hasta el Mioceno Superior y está caracterizado por depósitos turbiditicos con desarrollo de lóbulos terminales a la base (terminal lobes or frontal splays), seguidos por complejos de canales confinados (confined channel complexes) y terminando el ciclo con un incremento de arenas en depósitos de lóbulos y canales no confinados. El segundo ciclo se inicia con depósitos de complejos de canales confinados y termina en el Plioceno Superior- Pleistoceno, con la presencia de un depósito de remoción en masa que eroda gran parte de la secuencia anterior; y el último ciclo de edad Pleistocena se compone de arenas no confinadas (splays y sand sheets) a la base y seguidos por canales confinados que se vuelven más lodosos hacia el tope, como consecuencia de una subida relativa del nivel del mar relacionada con el fin de la era glacial.
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Estratigrafía e Historia de Subsidencia de la Cuenca de Antearco de Tumaco (SW de Colombia) durante el Intervalo Eoceno – Plioceno
Authors Sebastian Echeverri, Agustin Cardona, Andres Pardo, Jairo Osorio and Sergio LópezLa integración de la información estratigráfica del relleno sedimentario cenozoico de la cuenca de antearco de Tumaco, basada en la información de los pozos exploratorios perforados en el segmento onshore, permite identificar tres megasecuencias con rangos de edades desde el Eoceno hasta el Plioceno. La megasecuencia Eoceno-Oligoceno, dominantemente lutítica, es considerada como el intervalo generador de hidrocarburos en esta cuenca. La megasecuencia Mioceno temprano-Mioceno medio y la megasecuencia Mioceno tardío-Plioceno, constituidas por sucesiones arenosas y en menor proporción lutíticas, son consideradas como rocas reservorio y sello. La identificación de los elementos del sistema petrolífero, asociado con los shows de gas y aceite reportados en los pozos Remolinogrande-1, Majagua-1 y Chagüí-1, permite soportar directamente la presencia de un sistema generador de hidrocarburos para la cuenca de antearco de Tumaco onshore. La historia de subsidencia de la cuenca de antearco de Tumaco, obtenida a partir de la técnica de modelamiento Backstrip 1D en el pozo Majagua-1, indica que el segmento Sur de ésta cuenca, presentó un fuerte incremento en las tasas de subsidencia durante el Mioceno tardío. El aumento en las tasas de subsidencia favoreció la capacidad de generación de hidrocarburos por sobrecarga de sedimentos. Además, la identificación de este evento, es de importancia en el entendimiento del sistema petrolífero de esta cuenca, ya que para este intervalo de tiempo se presenta un sincronismo favorable entre la expulsión de hidrocarburos y la configuración de las trampas.
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Pitfalls in converting Time-to-Depth in complex Sub-Andean basins in Colombia
Authors Antonio Velasquez and Hector AlfonsoVelocity variations affect the quality of seismic data and hinder the interpreters from defining both structure and lithology. Structural complexity, particularly in land seismic data, is responsible for both poor imaging and getting mispositioned events in depth. In spite the advances in migration, its ability to provide right depths is quite often limited because of there is a substantial difference between the migration velocity -the best for proper imaging-, and the vertical velocity, used to perform the time-to-depth conversion (depthing). The main reason for this discrepancy is seismic anisotropy, however sometimes it cannot be adecuately included in data processing of complex areas; therefore depthing is still a crucial step in the interpretation process. Several techniques for depthing are based on vertical velocity modeling from different approaches. Using study cases in areas of complex geology, we explain advantages and limitations of the most common methods: 1) Time-Depth “Velocity” Functions, 2) Layer Cake Methods, 3) Laterally-Varying Layer Cake Modeling; and 4) Geostatistical Velocity Modeling. There is no a unique recipe for chosing one of those, but depending on the complexity and availability of high-quality data, different methods can be applied or cobined to obtain better results. Most of the pitfalls come from misunderstanding the type of velocity used for both imaging and depthing. In general, a good velocity model is the one that better honor the data and reproduce the geologic trends at the same time. From the real case studies, we propose Laterally-Varying Layer Cake and Geostatistical velocity models as standar procedures for depthing in Andean complex structures.
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Ladrilleros-Juanchaco: una sección de referencia del Mioceno en el Pacífico colombiano
Authors Andrés Pardo-Trujillo and José Abel FloresA pesar de que la cuenca Tumaco presenta potencial para el hallazgo de hidrocarburos, aun no se conocen en detalle las características y edad de su relleno sedimentario. La sección estratigráfica Ladrilleros-Juanchaco (municipio de Buenaventura), posee el registro más completo del Mioceno medio-tardío (Burdigaliano-Tortoniano) de la costa Pacífica colombiana. Sus condiciones de fácil acceso, abundancia de microfósiles (foraminíferos, nanofósiles calcáreos, polen y esporas) y, la calidad y exposición de los afloramientos permiten proponerla como una sección de referencia para el estudio de los controles geológicos, climáticos y oceanográficos presentes en el noroccidente de Suramérica. Corresponde a una sucesión terrígena de más de 700 m de espesor, conformada por lodolitas ricas en materia orgánica, con algunas intercalaciones de arenitas líticas. Se reconocen las biozonas estándar de foraminíferos y nanofósiles, así como horizontes biocronológicamente datados con aplicación global. Las asociaciones de estos microfósiles permiten registrar cambios en los patrones de productividad a escala de 100 Ky. Se destaca la presencia de diferentes tipos de icnofósiles que indican las icnofacies Zoophycos y Nereites. Las características halladas permiten interpretar medios marinos alejados de la costa, con influencia de corrientes turbidíticas y de contorno. Hacia la parte superior de la secuencia es notable el aumento en palinomorfos terrestres y fragmentos vegetales que, al parecer, coincide con el descenso eustático del nivel del mar de comienzos del Tortoniano.
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Un nuevo yacimiento productor de hidrocarburos en los niveles basales del Grupo Real, en la cuenca VMM – Un caso histórico
Authors R. Acevedo, A. Delgado, M. Prince and M. SilvaEl Grupo Real se presenta en la parte norte de la cuenca VMM como una espesa secuencia de conglomerados, areniscas y shales depositadas en un ambiente continental que suprayace los principales reservorios del Terciario y Cretácico. Esta secuencia no ha sido considerada un reservorio efectivo para la acumulación de hidrocarburos, siendo menospreciada durante la perforación de muchos pozos y poco evaluada a pesar de los indicios y trazas encontradas en los mismos. El pozo Serafín-1, perforado en 1991, alcanzó una profundidad de 7002 pies y su objetivo principal eran las arenas basales de la Formación Lisama, productoras en esta parte de la cuenca, pero esta unidad no fue encontrada, debido a que está erodada por la discordancia del Mioceno. Durante su perforación se identificaron trazas de hidrocarburos en una arena de 16 pies encima de la discordancia, correspondiente a las Arenas Basales del Grupo Real. El pozo fue abandonado ese mismo año por ser considerado un yacimiento “pequeño”. Dadas las condiciones actuales propicias para el mercado de gas, Petróleos del Norte S.A. – PetroLatina Energy Plc programó y realizó un workover de re-entry al pozo en 2007, ejecutando la prueba inicial de producción. En 2011, luego de realizar la logística involucrada para la construcción de facilidades de superficie y conexión al gasoducto Ballenas–Barrancabermeja, se dio inicio a producción en modalidad de prueba extensa, identificando un volumen recuperable de 4.5 GSCF, con una producción diaria promedio de 5 MSCF, convirtiendo este proyecto en la primer área comercial productora de hidrocarburos en los niveles basales del Grupo Real.
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Proyecto piloto de inyección cíclica de vapor en el Campo Capella – Cuenca Caguán, Colombia
Authors C. Albornoz, J. Ramon, C. Correa, F. Kondo and J. MoraSiendo el Campo Capella una acumulación de crudo extra-pesado, se planteó realizar una prueba piloto de Inyección Cíclica de Vapor, se muestran los estudios y modelamiento analítico realizados para el diseńo del piloto el cual alcanzó en la producción en caliente hasta 5.4 veces la tasa de producción en frío.
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Pozos Horizontales vs Verticales, Simulación Numérica y Caso Histórico del Campo Capella
Authors Cirlia Albornoz, Oscar Jaramillo, Juan Ramon, Maria Bernal, Maria Murillo and Li YupengEl Campo Capella se encuentra ubicado en San Vicente del Caguán en Colombia, el mismo fue descubierto en el ańo 2008 cuando se perforó una estructura anticlinal fallada, definida por información sísmica 2D del ańo 1976; es una acumulación de crudo extra pesado de 9.5°API y altas viscosidades, que actualmente produce por recobro primario. La formación objetivo Mirador, de arenas no consolidadas, con un espesor promedio de 30 pies y porosidades promedio de 31%. Durante el avance de estudio del plan de desarrollo del campo, se visualizó la alternativa de incrementar la producción con pozos horizontales. Por ello, desde las disciplinas de geología, yacimientos, perforación y producción se revisaron las técnicas adecuadas para la construcción de un pozo horizontal ajustado a estas condiciones. Se construyó un modelo estático y se realizaron simulaciones numéricas para determinar la factibilidad de dicha perforación. En la simulación se estimaron el potencial de producción y reservas contactadas en contraste con los pozos verticales, incluyendo sensibilidades en la longitud de la sección horizontal y en la posición en la vertical. Adicionalmente, se describe el diseńo para del mecanismo óptimo de control de arena; datos de la trayectoria y técnicas de perforación. Finalmente, se presentan los resultados en producción del primer pozo horizontal del campo, que incrementó 4 veces la tasa promedio de los pozos verticales. Este resultado impulsó la perforación de pozos horizontales en el Campo Capella.
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“Reserves Growth Potential” en Colombia una realidad para el logro de las MEGAS de Ecopetrol G.E.
e enfrentan el “Middle y el Dowstream”.
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“Nueva estrategia exploratoria cercana a los Campos (“Near Field Exploration - NFE”) – Metodologia y Resultados en Ecopetrol S.A.
Authors Cesar Rojas, Adriano Lobo, Paola Pastor, Dignora Davida, Natalia Londońo and Eliseo AcevedoEcopetrol definió que la estrategia de búsqueda de oportunidades exploratorias cercana a los campos ( “Near Field Exploration - NFE”) fuese soportada, ejecutada y completamente integrada a las estrategias de desarrollo de los campos en Producción en sus áreas de operación directa. Este cambio de estrategia ha permitido identificar oportunidades que conducirán a incrementar producción y reservas asociadas a dichos campos y optimizar los costos de perforación y producción de los mismos. Teniendo en cuenta las opciones de crecimiento pudieran existir en áreas cercanas a los campos de producción de áreas de operación directa de Ecopetrol, se definió que la Superintendencia de Yacimientos (SYA) con la evaluación de Riesgos en conjunto con Exploración, realizará la prospección de hidrocarburos y evaluaciones técnicas en un corredor de hasta dos y medio kilómetros (2,5) lineales a partir del máximo cierre que circundan tales campos. El artículo presenta la metodología, el proceso y los resultados de la implementación de esta estrategia que ha permitido tomar ventaja del conocimiento técnico de los campos e incorporar campañas exploratorias dentro de las campañas de Producción (y sus Facilidades) asegurando la implementación de estas oportunidades Exploratorias. Con esta estrategia se han definido y están en evaluación más de 90 oportunidades Exploratorias cercanas a los campos colectadas de estudios hechos previamente por los equipos de Exploratorios y por los equipos de Yacimientos, siendo hoy la base para el portafolio .
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Desarrollo de un modelo computacional para flujo bifásico en tres dimensiones usando el método de volúmenes finitos
Authors Nelson Quintero and Fernando CalveteEl método de los volúmenes finitos permite discretizar y resolver numéricamente ecuaciones diferenciales que modelan el comportamiento de flujo de calor, flujo de fluidos o acoplados. Es un método que tiene la flexibilidad de los elementos finitos en cuanto al manejo de mallas estructuradas y no estructuras (ortogonales o no ortogonales) y la robustez y convergencia de las diferencias finitas. La principal propiedad es que la solución obtenida del sistema de discretizado satisface en forma exacta las ecuaciones de conservación masa y energía independientemente del tamańo de la malla. Por tal razón los volúmenes finitos resultan ser una excelente opción en la solución de las ecuaciones que modelan el comportamiento del flujo de fluidos a través de un medio poroso de un yacimiento petrolífero y a su vez brinda la adaptabilidad a dominios irregulares como las estructuras geológicas. En este trabajo plantea la solución a un conjunto de ecuaciones que rigen el comportamiento de una mezcla bifásica (petróleo-agua) de fluidos sobre un dominio tridimensional poroso aplicando el método de los volúmenes finitos. El objetivo es desarrollar un modelo computacional y comparar mediante modelos geológicos conceptuales los resultados obtenidos en el comportamiento de los fluidos y presiones (masa-energía) sobre una malla no estructura con los generados en un simulador de diferencias finitas con malla estructurada (simulador comercial). Esta aplicación computacional podría usarse principalmente en el modelamiento de yacimientos aceite negro con acuíferos activos.
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Modelamientos Numéricos 3D de Sistemas Petrolíferos en la Cuenca Cesar – Ranchería: Nuevas Ideas Acerca de su Potencial Petrolífero
Authors Maria Martinez de Vivas, Wilmar Caldéron, Wilson Zamora and Iván RodriguezEl potencial de hidrocarburos de la Cuenca Cesar – Ranchería ha sido considerado limitado debido a problemas de sobre-madurez de las rocas generadoras, preservación de hidrocarburos y trampas. Sin embargo, datos geoquímicos indican que la cuenca puede tener potencial exploratorio económico. Esto motivó a ECOPETROL a realizar modelamientos numéricos 3D de sistemas petrolíferos de las secuencias sedimentarias Mesozoicas y Cenozoicas, integrando información geofísica, de pozos, geológica y geoquímica de la cuenca.
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Monitoreo de cambios en saturación para procesos de inyección de fluidos, mediante el análisis de variaciones entre secciones sísmicas en lapsos de tiempo
Authors Oriolson Rodriguez, Oscar Estevez and Nelson QuinteroEl avance en los instrumentos de adquisición sísmica y las nuevas técnicas de procesamiento, ha hecho que la sísmica en lapsos de tiempo sea una herramienta de caracterización de yacimientos petrolíferos. Esta técnica integrada a la simulación de yacimientos es útil en la evaluación de procesos de drenaje, de inyección de fluidos, ajuste histórico de modelos de simulación y a nivel diseńo de la sísmica la evaluación de parámetros de adquisición. Por tanto el modelamiento sísmico mediante la generación de sismogramas sintéticos sobre modelos de simulación es una buena práctica para evaluar la sensibilidad de la sísmica ante cambios de propiedades de roca y fluido. Para tal fin se usa modelos de simulación conceptuales generados en un simulador de yacimientos (CMG), del cual se extraen variables petrofísicas y de producción en la dirección de la línea de adquisición tomada para diferentes tiempos. Posteriormente mediante el uso de un modelo de sustitución de fluidos calculamos las velocidades de onda P y S y las densidades equivalentes para cada tiempo. Estas variables son ingresadas como parámetros a un software de modelamiento de la ecuación de onda completa en 2D (TESSERAL-PRO). Como resultado se obtendrá sismogramas 2D para cada tiempo seleccionado. El resultado de la resta de secciones sísmicas se asociara a los cambios en las saturaciones tanto de los fluidos in-situ como los inyectados. Con la información adquirida se evaluara contactos de fluidos, frentes de avance, rutas preferenciales del flujo y la resolución sísmica ante variaciones de los parámetros de adquisición.
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Relación de la Variación Composicional y Textural Versus Elementos Depositacionales en los Conglomerados Basales de la Formación La Paz, Sinclinal de Nuevo Mundo, Valle Medio del Magdalena
Authors Aura Mejía, Daren Rodriguez, Pedro Gomez and Jorge RubianoComo parte del análisis de la correlación de los denominados conglomerados basales de la Formación La Paz se realizó un estudio sedimentológico y composicional de estas rocas en el Sinclinal de Nuevo Mundo en la cuenca Valle Medio del Magdalena. Se estudiaron 8 afloramientos, en los cuales se analizaron facies y se realizo un conteo de clastos para determinar la textura, la forma y la composición de los clastos mediante diagramas estadísticos para conocer la relación entre los conglomerados del flanco Este y Oeste del Sinclinal. Se identificaron 12 facies generalmente gravosas propias de un ambiente de ríos trenzados gravosos profundos. Exceptuando algunas asociaciones faciales que indican un ambiente de llanura de inundación. La distribución de las formas muy laminares (menos esféricas y redondeadas) tienden aumentar hacia el SW, donde se ubican las facies más gruesas. Las formas laminares (esfericidad intermedia), se presentan en mayor proporción al W y su contenido disminuye al NE- SE. Las formas compactas (más esféricas y redondeadas), tienden aumentar hacia el E y SE. La distribución de las guijos muy gruesos muestran una tendencia en la disminución del tamańo de grano hacia el NE y el espesor de facies conglomeráticas tiende aumentar hacia el SW y NE. En cuanto a la composición de los conglomerados se puede decir que es similar en todos los afloramientos a lo largo del sinclinal. Estas tendencias observadas son un indicador muy importante para los comienzos depositacionales de la Formación La Paz en este sector.
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High resolution imaging for subtle geological features in the Llanos basin
Authors Paul Cunningham, David Behrman and Michael SmithWe demonstrate in a seismic processing project from the Llanos basin in Colombia that increasing bandwidth prior to migration can improve the spatial (lateral and vertical) resolution and the subsequent velocity analysis can produce a more detailed velocity profile which in turn improves image quality. The increase in bandwidth prior to migration reduces both vertical and lateral wavelet widths and, thus, increases spatial resolution. The improved spatial resolution in turn permits a more detailed velocity field to be defined both laterally and vertically. This approach, bandwidth expansion prior to migration, can be applied to both time and depth migration flows. We apply the high resolution imaging technique to the relatively thin Oligocene to Early Miocene Carbonera sandstones from the Llanos basin. Traps are typically three-way structural closures bounded by faults with relatively small throws. Using the highresolution imaging, the thin sands, their lateral pinchouts and the fault locations can be more accurately mapped reducing exploration risk.
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Aplicación de la Geología de Campo en la Evaluación del Potencial Exploratorio: Cuencas Huallaga – Santiago (Onshore Perú)
Authors Walther León, Gonzalo Zamore and José María GonzalesEn el presente documento presentamos un caso de aplicación importante de la Geología de Campo en un área de exploración ubicado en una zona remota de selva, donde el acceso es muy difícil y la logística muy costosa, adicional a esto se tiene una normativa ambiental muy rigurosa y una relación con comunidades nativas muy complicada, esto ha hecho el proceso de adquisición de datos especialmente difícil y costoso. El área propiamente explorada no cuenta con información sísmica 2D, tan solo se han reprocesado 1,282 Km. de líneas sísmicas que desafortunadamente están fuera del área de interés. Geológicamente este proyecto corresponde a una zona de faja plegada con una complejidad estructural y estratigráfica alta. Esta situación nos ha llevado a utilizar todas las herramientas disponibles de la Geología de Campo para la integración de los datos e interpretaciones utilizando la tecnología disponible en el mercado en el campo del modelado geológico. Se desarrollaron numerosas campañas de geología de superficie compilando datos estructurales y estratigráficos en detalle y cargados finalmente en un proyecto ARCGIS generando mapas y secciones geológicas. Adicionalmente la información de la geología de superficie se integro con imágenes DEM texturizada con el mapa geológico generado.Con el conjunto de datos e interpretaciones cargadas en el software se realizó el trabajo del modelo estructural – estratigráfico (zonas triangulares y dúplex) para una estructura compleja en faja plegada, soportado esencialmente con los datos de la geología de superficie. En muchas ocasiones, las cuencas de frontera disponen de poco datos de subsuelo y este suele encontrarse espaciado y ser de mala calidad. Esto hace que la información de superficie adquiera una gran importancia, siendo en muchos casos, la única disponible. La calidad y confiabilidad de los datos son fundamentales a la hora de realizar una correcta interpretación que permita estimar el verdadero potencial de una zona y eventualmente proponer continuar con los trabajos exploratorios. Las cuencas de frontera de Huallaga y Santiago se encuentran en una zona de faja plegada, en un ambiente de selva alta con accesos y logística muy complicada y costosa, adicional a esto se tiene una normativa ambiental muy rigurosa y una relación con comunidades nativas muy complicada. El área propiamente explorada no cuenta con información sísmica 2D
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Seismic attributes on frequency-enhanced seismic data
Authors Chopra Satinder and Kurt MarfurtSeismic data are usually contaminated by both random and coherent noise, even when the data have been migrated reasonably well and are multiple-free. Seismic attributes are particularly effective at extracting subtle features from relatively noise-free data. Certain types of noise can be addressed by the interpreter through careful structure-oriented filtering or post migration footprint suppression. However, if the data are contaminated by multiples or are poorly focused and imaged due to inaccurate velocities, the data need to go back to the processing team to alleviate those problems. Another common problem with seismic data is their relatively low bandwidth. Significant efforts are made during processing to enhance the frequency content of the data as much as possible to provide a spectral response that is consistent with the acquisition parameters. The interpreters will have a better understanding of the geology, the play concept, access to any well data, and therefore be better able to keep or reject alternative filter products that are consistent or inconsistent with the interpretation hypothesis. We begin our discussion by reviewing alternative means of suppressing random noise on our migrated seismic images, with the most promising methods being various implementations of structure-oriented filtering. Next, we address acquisition footprint, which may appear to be random in the temporal domain but is highly correlated to the acquisition geometry in the spatial domain. After running the data through the cleaning phase, we evaluate alternative methods for frequency enhancement of the input seismic data. We conclude with a summary on the choice of the frequency-enhancement methods on the basis of the examples generated with different workflows.
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