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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
101 - 184 of 184 results
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Cabled versus cable-free acquisition: making the best of both worlds in difficult operational environments
More LessDuring the last decade the seismic industry has experienced a dramatic increase in the number of channels being used to record land 3D surveys. The areas in which these changes have been most significant have been in fairly open desert terrain in North Africa and the Middle East where recording spreads from 30,000 to over 100,000 channels have been used. During the same time period we have also seen the introduction of considerable number of cable-less or nodal recording systems. This has led to frequent discussions about the merits of different types of systems in different environments. Much of the discussion has been based on the weight of the equipment, battery management, and operational aspects such as deploying cables with many fences or other obstacles such as roads and rivers. Although there are some operational situations which strongly favour the use of one system versus another, there are many times when the integration of both cabled and cable-less systems can optimize recording.
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Making shallow 3d land seismic data affordable
Authors Bi Pramik, Mart Quilty and Dave StegmannTechnology in the oil and gas industry is constantly changing, and constantly improving. In recent years, drilling and extraction methods have advanced to the point where we can now efficiently produce from shallower targets making them more economically attractive. This, of course, raises another issue, our ability to provide high quality and cost effective images of these shallow targets with 3D seismic data. Whenever we attempt to acquire 3D seismic data for a shallow exploration target, we encounter an interesting, if not obvious, inverse relationship: The shallower the target, the more expensive the 3D acquisition. At first, this seems counter-intuitive, but it only takes a little understanding of 3D survey parameter design to understand why this is the case. Using conventional methods and equipment, there is little that can be done to reduce the cost of shallow 3D seismic exploration. If we hope to make a significant difference in shallow exploration efficiency, we must examine new acquisition hardware and strategies. The introduction of nodal recording systems which do not rely on cables to send data back to a central recording station have provided a means to improve the efficiency of the deployment, roll and retrieval of the recording equipment. Similarly, new seismic source options which offer high productivity, low cost and a minimal environmental impact have given us additional opportunities for improvement. By combining these acquisition hardware technologies, and redesigning our acquisition strategy, significant improvements in both data quality and cost efficiency for shallow exploration targets can be achieved. A 3D data volume acquired in Australia in 2011 will serve as an example to examine the possibilities for making shallow 3D seismic data affordable.
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Ghost-free seismic acquisition - a step change in data resolution and interpretability
Authors Stian Hegna, Gregg Parkes, Peter Aaron, Martin Widmaier and Eivind FromyrGhost notches for both the source and receiver towing depth affect marine streamer data. Shallow towing depths are sometimes used to increase the high frequency content. The shallow tow depth penalizes however the lower frequencies. Conversely, towing deeper will better preserve lower frequencies, but will penalize the higher frequencies. In 2007, the problem of the receiver ghost in marine seismic acquisition was addressed by the launch of a towed dual-sensor marine streamer. In 2011, the streamer technology was complemented by a new marine source concept. Seismic acquisition with a time and depth distributed source configuration enables the removal of the ghost on the source side. By operating these two technologies in partnership, both source and receiver ghosts can be eliminated robustly. The resultant ghost-free source signature can now be removed in a deterministic way. At this stage, the nature of the Earth’s attenuation clearly is visible and can be compensated for. This leads to ghost-free, broadband data revealing the true earth response. Removal of both the source and receiver ghosts at an early stage in the preprocessing sequence, offers advantages for subsequent processing steps including de-multiple, velocity analysis, and imaging and produces high-quality prestack as well as post-stack data. In this presentation, we will explain the concept of ghost-free seismic acquisition and processing. Several case studies will be presented. Comparisons with conventional data will be made. These comparisons show the effect of removing the various responses imposed by the acquisition system and earth filtering effects. Images resulting from ghost-free seismic data are clearly better focused and show much more geological detail.
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SEISMIC QUALITY CONTROL: NEW TOOLS FOR NEW PARADIGMS
By Julio JimenoWhat used to be performed in the “old days” by company geophysicists is now being done by QC consultants, “interventorias”, company-men, supervisors, and probably by some other titles, to manage the multiple disciplines involved during a seismic project. Not only does the contracted person have to be responsible for representing the client during the seismic acquisition itself but often also to manage HSE compliance, the quality of surveying, drilling, permitting, community relations and logistics on behalf of the client. Plus reporting his daily, weekly and monthly QC activities! Clients always want to hire the most knowledgeable, and hopefully most experienced, person for their project. This however, does not always possible due to the limited availability of qualified personnel. In an effort to try to somewhat alleviate both the scarcity and experience problems, Jaguar has developed a modular QC Project Management software system. The objective is for the client to be able to receive consistent and repeatable (“standardized”) results from his QC personnel on any project. The system has modules for monitoring HSE compliance; quality control of energy source functioning during acquisition, confirmation of contractor reported production statistics, KPIs; comparison of pre- and post-plot positioning for surveying accuracy; hand-held GPS units to photograph and confirm various inspections, incidents or restoration activities with time- and location-stamps for compliance with contractual or governmental requirements.
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Seismic Acquisition in Colombia. Current view and ideas for the near future
By Jaime ChecaLa adquisición de información sísmica es uno de los motores fundamentales del esfuerzo exploratorio que viene emprendiendo nuestro país con renovado aire. La sísmica es la principal materia prima que permite convertir las ideas exploratorias en prospectos, que una vez perforados nos proveen de valiosa información del subsuelo y por supuesto, de los ansiados barriles. Un número sin precedentes de empresas petroleras se encuentran explorando en nuestro país asumiendo compromisos exigentes con la Agencia Nacional de Hidrocarburos y con la expectativa de adelantar sus programas de trabajo de acuerdo con los planes y sus promesas a sus accionistas. La prospectividad de crudos pesados, la búsqueda de yacimientos no convencionales y las nuevas fronteras que pretendemos alcanzar para encontrar hidrocarburos en escenarios geológicos cada vez más complejos, imponen la necesidad de adquirir más y mejores datos sísmicos. Alta densidad, bajo ruido, eficiencia operativa y costos accesibles son los requerimientos de hoy en día. Sin embargo, el panorama no es del todo alentador. Esta presentación es un intento de mostrar una visión integrada del mercado de la sísmica en Colombia, tratando de abordar los temas de salud y seguridad industrial, comunidades, medio ambiente, seguridad física, calidad, implementación de tecnologías, contratación y precios, interventoría y relacionamiento con autoridades. Se trata de estimular un espacio de reflexión y discusión acerca de las oportunidades y amenazas que enfrenta la sísmica en Colombia con la intención de poder direccionar de manera coordinada el rumbo que deseamos seguir como industria, desde las diferentes orillas desde las que participamos.
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A prestack interpolation primer Part II: Thrust belt case study
More LessTwo different prestack interpolation techniques are applied to a sparsely acquired and heavily structured 3D land data set from the Canadian Foothills. The first of these is the well-known 5D Minimum Weighted Norm Interpolation (5DMWNI) algorithm which is based on Fourier reconstruction and the second is a dip-scan-based data synthesis approach we call “DSINTERP”. The sparse nature of the acquisition was a result of mountainous topography which prevented optimal and efficient placement of both shots and receivers, and the data reconstruction task entailed both (i) regular upsampling along the crossline midpoint coordinate and (ii) gap-filling along certain shot and receiver lines which were truncated in the field because of the rugged terrain. The presentation will focus on the real data testing of both 5DMWNI and DSINTERP interpolation approaches and will showcase the relative algorithmic strengths and weaknesses. This practical case study will draw on the theory presented in a companion “Part I” paper, and it reveals several key findings: first, we note that the 5DMWNI encounters difficulties in performing the regular midpoint upsampling, a finding which is consistent with our theoretical understanding of the algorithm; second, DSINTERP has trouble infilling large gaps, a consequence of its utilization of extremely localized spatial operators; third, judicious cascading of the two approaches produces a good result, in effect combining the best of both worlds.
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Shale Reservoir Properties from Digital Rock Physics
Authors Joel Walls and Elizabeth DiazA majority of the whole core samples recovered in the US today come from shale reservoirs. A primary reason for so much shale coring is that shale well log analysis requires rigorous core calibration to provide reliable data for reservoir quality, hydrocarbon-in-place, and hydraulic fracturing potential. However, the uncertainty in interpreting shale well log data is sometimes matched or exceeded by the uncertainty observed in traditional methods of analyzing core samples. Most commercial core analysis methods in use today were developed originally for sandstones and carbonates exceeding 1 millidarcy in permeability. High quality organic-rich shale on the other hand is usually lower than 0.001 millidarcy. This extreme low permeability creates substantial challenges for existing methods and has contributed to the rapid rise of a new approach to reservoir evaluation called Digital Rock Physics or DRP.
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Noise attenuation…New insights into an age-old problem
More LessThe topic of noise attenuation has occupied the attention of seismic researchers for decades, and while great strides have been made, there is still much room for algorithmic improvement. In particular, highly structured data sets acquired across rugged topography often display severe noise problems which are not satisfactorily addressed using traditional methods. This presentation will focus on two powerful noise attenuation algorithms. The first one, ICONE, is a time-space approach designed for shot domain coherent noise rejection. The algorithm evaluates event coherency across a range of trial linear trajectories in order to identify dominant noise trains. Next the noise is modeled via local slant stack then subtracted. The algorithm can be run in both 2D and 3D modes and an interactive tool helps optimize parameter selection. The second algorithm, STONE, is a time-space dip scan algorithm designed for random noise attenuation. STONE has been shown to preserve relative amplitudes and to be robust in areas of conflicting dips. For 3D processing STONE can be run in diverse domains such as shot, receiver, common offset vector and crossspread— or even poststack. The presentation will present brief theoretical descriptions of both techniques followed by many real data examples illustrating algorithm performance.
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Interpretación sísmica estructural y definición de prospectos en las cuencas Sinú San Jacinto y Valle Inferior de Magdalena - VIM, Colombia
Authors Crelia Padron, Marlene Bonilla and Cristian PeńafortPara avanzar en el conocimiento y evaluación del potencial hidrocarburífero de la cuenca frontera Sinú San Jacinto, se realizó el reprocesamiento e interpretación de 879.6 km de líneas sísmicas 2D regionales. La integración de la información de pozos, la sísmica reprocesada y el mapa de geología de superficie (escala 1:500.000) permitió generar una nueva interpretación, donde se visualizaron nueve (9) áreas prospectivas en el área de estudio. Las principales estructuras del área de estudio mantienen una orientación NE-SW donde la sísmica muestra un fallamiento normal pre-Oligoceno, sugiriendo un movimiento transpresivo posterior, el cual reinvierte algunas estructuras, desarrollando geometrías en flor positiva. La reactivación de estas estructuras desarrolla dentro del Cinturón Plegado del Sinú (CPS) pequeńas sub-cuencas separadas por fallas inversas de alto ángulo. Dichas cuencas evidencian depósitos contemporáneos a la sedimentación que han sido fragmentados y desplazados por fallas rumbo deslizantes de dirección oeste-este. Se identificaron nueve prospectos en los sectores: CPS y VIM (sub cuencas de Plato y San Jorge), tomando como criterios el cierre estructural y la geometría de los cuerpos sedimentarios. Para estas cuencas, los niveles objetivos del más profundo al más somero son: las formaciones Pavo y CDO, seguidamente las formaciones Floresanto-Carmen y Porquero Inferior, dependiendo del sector, y el nivel más somero correspondiente a las formaciones Pajuil y Tubará. La nueva interpretación integrada en la cuenca Sinú San Jacinto permitió acotar el modelo geológico y reducir la incertidumbre en la identificación y evaluación de posibles oportunidades exploratorias.
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Digital Rock Physics for Reservoir Characterization, Simulation and Monitoring
Authors Amos nur, Elizabeth Diaz and Henrique TonoA variety of workflows using geophysical measurements for Reservoir Characterization, Simulation, and Recovery Monitoring to date have provided only rough results. It is the lack of better linkages between the attributes and data obtained from macro scale geophysics with flow and deformation on the pore scale that has hampered the progress needed to move to the next level of accuracy, resolution and predictability that is obviously needed given the unacceptable low recovery factor, understanding well bore damage, and the difficulty in understanding and managing such rock types as carbonates with micro porosity or oil and gas shales.
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Estudio de transformadas multi-atributo para la predicción de propiedades petrofísicas en un campo de petróleo pesado en la Subcuenca de Maturín, Venezuela.
More LessEn el presente trabajo se aplicó el método de transformadas multi-atributo para estimar propiedades petrofísicas a partir de datos sísmicos y registros de pozos en un campo de petróleo pesado. Se utilizaron transformadas lineales y no lineales entre un grupo de valores de registros de pozo y de atributos sísmicos.
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Higher trace density recording for Foothills and Structurally Complex 3D surveys
Authors Brad Tory and R. Malcolm LansleyThe benefits of high trace density 3D seismic recording for improved imaging have been well established, particularly in areas of complex geology. However, it is surprising to note that in some of the areas where these benefits are most needed (e.g. foothills) many 3D surveys are still being acquired with relatively low trace densities. As many of the onshore Latin American basins are entering a phase of exploratory/development 3D’s the items discussed herein are critical considerations to maximizing drilling results and field development. This paper will discuss historical trends in parameter optimization, potential strategies for increasing survey trace density in a cost-effective manner, technology advancements that offer new considerations for design and both good and poor examples of foothills data acquisition.
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Caracterización petrofisica de la formación gobernador (eoceno medio): region noreste del “área tradicional de barinas”, Venezuela.
Authors Andrés Laya, Meylin Herrera, Nubia Santiago and Moisés UzcáteguiLa Formación Gobernador, es una de las unidades estratigráficas productoras de hidrocarburo más importantes en la Cuenca Barinas - Apure, Venezuela. Esta Formación está constituida por dos unidades: una basal representada por una “unidad clástica” y una superior correspondiente al Miembro Masparrito (unidad carbonática). El principal objetivo de este trabajo consistió en realizar una caracterización petrofísica de la Formación Gobernador, con la finalidad de predecir su calidad como roca reservorio hacia la zona de anomalía de amplitud sísmica visualizada en la región noreste del “área tradicional de Barinas”. Mapas de arena neta, porosidad, y volumen de arcilla fueron realizados con el propósito de entender la distribución areal de estas propiedades petrofisicas. Dos depósitos sedimentarios (barras de mareas y canales estuarinos) previamente definidos en la proximidades de la zona de anomalía de amplitud sísmicas, fueron petrofisicamente caracterizadas con el objetivo de establecer reservorios análogos. Para este análisis parámetros de corte obtenidos de un pozo clave con una sección de núcleo importante y con información de producción, fueron extrapolados a los pozos ubicados en la proximidad de la zona de anomalía de amplitud sísmica. Los canales distributarios fueron considerados como los mejores depósitos sedimentarios, con un promedio de porosidad de 16.9 % y un volumen de arcilla de 4%, mientras que las barras de desembocadura presentaron una porosidad promedio de 12.5 % y volumen de arcilla de 5.5 %. Para el caso del Miembro Masparrito, la distribución areal de las isopropiedades no fue claramente definida. Sin embargo la porosidad en general es muy baja, pero en algunos sectores de la cuenca puede alcanzar valores entre 9 a 12 %, específicamente cuando el Miembro Masparrito presenta componentes clásticos (carbonatos de mezclas) ocasionales en su parte basal. Análogos en la cuenca, con características petrofisicas y sísmicas similares a las observadas en el intervalo del Miembro Masparrito hacia el área de estudio, han probado hidrocarburo en este nivel estratigráfico. Para la zona de anomalía de amplitud sísmica es esperado encontrar depósitos sedimentarios análogos con características petrofisicas similares.
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Plan de adquisición de información geológica de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Resultados y Perspectivas
More LessUna de las principales funciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos es evaluar el potencial hidrocarburífero del país, y diseńar, evaluar y realizar estrategias de promoción de la exploración y explotación de hidrocarburos y divulgarlas de acuerdo con las mejores prácticas internacionales. Con el objeto de darle cumplimiento a esas disposiciones se trazó un plan de adquisición de información y profundización en el conocimiento geológico y geofísico del país, aspectos que se han adelantado mediante la contratación de estudios técnicos que han contribuido decididamente a romper paradigmas exploratorios, incrementando el conocimiento en cuencas emergentes y frontera y ayudando a tomar decisiones estratégicas y alineadas con la realidad del sector.
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Estratigrafía Secuencial de Alta Resolución en Unidades Pérmicas y su integración Roca - Perfil: Afloramiento del Pongo de Mainique, Subcuenca gasífera de Camisea, Cusco, Perú.
Authors Calle Pozo, Raja Guilherme and Guzman CastilloEl Pongo de Mainique (Casa del Oso en idioma Mashiguenga) es un accidente geográfico generado por el río Urubamba al cruzar el flanco oriental de la cordillera de los Andes, ocasionando un corte en la corteza terrestre que permite observar y estudiar las unidades estratigráficas desde el Silúrico hasta base del Terciario (4115 m. de capas verticales o subverticales), destacándose los afloramientos de las rocas reservorio de gas y condensado de la subcuenca de Camisea, cuenca de Madre de Dios, Perú.
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Tectono-stratigraphic control of the generation, migration and trapping process in the irati-rio bonito petroleum system, santa catarina’s coalfields.
Authors Ivan Loutfi and Egberto PerreiraThe work aims at the geological characterization of the structural and stratigraphic system responsible for the petroleum oils that occurs in Rio Bonito Formation, in the coalfields of Santa Catarina, Paraná Basin. Currently, it has been speculated that the geochemical signature of this oil is related to the Irati Formation associated with an unconventional model generation, by the thermal maturation of diabase intrusion, due to source rock insufficient burial. As the Irati is stratigraphically positioned above the Rio Bonito, the system is associated to a strong structural control for the migration model.
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Extensional Fault-Bend Folding and Syn-Rift Deposition Seismic Characterisation. An Example from Extensional Barcelona Fault.
Authors Julio Alejandro Palencia and Eduard RocaExtensional Fault-bend folding models help to decipher the structural and depositional histories of rift basins. The method has not been used at the Barcelona basin before despite having suitable information. Over 520 km of seismic lines were interpreted and an average velocity model was created in order to understand structures on depth. Dip domain, axial surfaces and accommodation space analysis was performed in order to understand the kinematic and geometry of the Barcelona Fault and its relationship with affecting factors such as fault shape, fault displacement, depositional – erosion patterns.
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Cálculo del espacio volumétrico teórico máximo en función de la zona de estabilidad de los hidratos de metano para el Caribe Colombiano.
Authors Juan Pelaez and Andrés CalleLos hidratos de gas son compuestos sólidos similares al hielo, formados por celdas de moléculas de agua que en su interior contienen moléculas de gas, estos son estables bajo ciertas condiciones de bajas temperaturas y altas presiones, en la naturaleza se encuentran en sedimentos costa afuera y regiones con permafrost. El alto potencial energético de este recurso no convencional, ha impulsado diversos proyectos a nivel mundial enfocados en la formación, distribución, potencial, riesgo geológico y producción, un elemento relevante en estos estudios es la definición de la zona de estabilidad. En Colombia, los hidratos de gas han sido identificados indirectamente mediante la presencia del BSR en la sísmica 2D y el potencial del recurso ha sido estimado por unos pocos autores, con una gran dispersión en los resultados y con desconocimiento de la distribución espacial, saturación de hidratos.
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THE FOOTHILLS OF THE EASTERN CORDILLERA, ARE THEY A STRUCTURAL MIRROR?
More LessEn este trabajo se hace una comparación desde el punto de vista de la geología estructural entre el Piedemonte del Valle Medio del Magdalena (PVmM) y el Piedemonte de los Llanos Orientales (PLlO) de la Cordillera Oriental.
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Geometry and Kinematic Evolution of The Matachines Oil Fields, Magdalena Valley (Colombia)
Authors Mario Neto, Cesar Alcazar, Germán Giraldo and Martin OlmosLocated in the Upper Magdalena Valley (Colombian Andes), these two fields Matachin Norte (MN) and Matachin Sur (MS) are compartmented along strike by an anastomosing system of thrust faults and in depth by a complex interplay of fault splays. The complex tectonic evolution of the Magdalena Valley encompasses Mesozoic Rifting, followed by successive inversions with main pulses during the Late Paleocene/Early-Eocene and Mid-Miocene. The Espinal High, located bellow The Matachines fields, is a basement high formed during these inversions. The 3D structural model reveals that in MN the main trap is the Monicongo Anticline, an open to gentle asymmetric fold at the footwall of a westward verging thrust fault (The Venganza Thrust -VT). MS is more complex. It corresponds to a west-verging break-backward imbricate system of fault-propagation folds decapitated by the VT. This system disappears along strike and in depth, as it merges northwestward with the VT. Discrepancies of structural relief across both oil fields reveal a major control by a deep rooted inverted fault in the rise of the Espinal High beneath MA and RV. Seismic interpretation, forward modeling and cross-section restoration showed that the tectonic evolution of the area commenced with the uplift of the Espinal High. As the deeper structures controlling this basement high do not cut the Mid-Eocene unconformity, it is presumed that it was created between the Paleocene and Early Eocene, predating the main Andean compressional event. This methodology allows the development of operational plans and builds new locations and exploitation strategies for these fields.
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Modelado Geocelular de Secuencias de Alta Frecuencia para el Campo Matachín Norte. (VSM), Input para la elaboración del Modelo de Simulación
Authors Martin Olmos and Sergio NunciraComo resultado de la integración en la construcción de modelos estáticos, se muestra la construcción del Modelo Geocelular para el campo Matachín Norte, que logra integrar el modelo de distribución de facies depositacionales para cada ciclo de alta frecuencia, con la caracterización petrofísica por Unidades de Flujo. Este modelo tridimensional, sirvió como base para la simulación numérica del yacimiento y para evaluar nuevas alternativas de desarrollo.
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Basement Architecture in the Guajira Offshore Basin, Colombia
Authors John Londońo, Cara Schiek and Ed BiegertBasement architecture in the Guajira Offshore basin, Colombia, is the result of a multiphase deformational history and likely structural segmentation that includes three main stages: a possible Mesozoic rifting phase, represented by graben and half graben geometries in the north; a converging phase since Eocene originated by the low-angle subduction of the Caribbean plate under the South American Plate; and a Neogene transcurrent phase that could be interpreted from strike-slip faults and associated pull-apart and transpressional structures.
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2D SEISMIC MODELING OF THE FAULT SHADOW EFFECT IN THE LLANOS BASIN (COLOMBIA)
Authors Massimo Di Giulio, Wilman Perez and Garcia ÁlvaroThe 3D seismic tool has almost entirely replaced 2D seismic for petroleum exploration in the Llanos Basin (Colombia). Hydrocarbon traps in the Basin are related with up-to the basin normal faulting, sometimes subtle and quite difficult to image on 2D. The intensive use of 3D seismic has provided a much better imaging of these subtle structural traps and has led to a considerable increase in the exploration success. However, the 3D seismic still presents some pitfalls for the structural imaging, being the fault shadow one of the most puzzling effects in the 3D seismic interpretation in the Llanos Basin.
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Tear faults in the Llanos Foothills of the Eastern Cordillera
Authors Stephanie San Martín and Roberto LinaresTear faults are a common structural feature along the central part of the Llanos Foothills of the Eastern Cordillera. They are local “strike-slip” faults that are associated with folds and east verging thrust faults. These faults may result from drastic lateral changes when the thrust front advances created by differential shortening of the thrust sheet. Here, the tear faults trend perpendicular and semi perpendicular to the thrust front. These faults may segment the thrust sheets compartmentalizing the hydrocarbon fields.
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Structural curvature versus amplitude curvature
Authors Satinder Chopra and Kurt J. MarfurtSince they are second-order derivatives, seismic curvature attributes can enhance subtle information that may be difficult to see using first-order derivatives such as the dip magnitude and the dip-azimuth attributes. As a result, these attributes form an integral part of most seismic interpretation projects. This conventional computation of curvature may be termed as structural curvature, as lateral second-order derivatives of structural component of seismic time or depth of reflection events are used to generate them. In this study, we explore the case of applying lateral second-order derivatives on the amplitudes of seismic data along the reflectors. We refer to such computation as amplitude curvature. For volumetric structural curvature we compute first-derivatives in the inline and crossline components of structural dip. For amplitude curvature we apply a similar computation to the inline and crossline components of the energy-weighted amplitude gradients, which represent the directional measures of amplitude variability. Application of amplitude curvature computation to real seismic data shows higher level of lineament detail as compared with structural curvature. The images are mathematically independent of each other and thus highlight different features in the subsurface, but are often correlated through the underlying geology.
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Campos Tisquirama y San Roque Áreas que Vuelven a Renacer – Mediante La Caracterización de Yacimientos
Authors Jairo Guerrero, Oscar Machado and Carlos OsorioLa falta de información para la caracterización de yacimientos es uno de los principales impedimentos para establecer la magnitud y potencial real tanto en la etapa de exploración como de desarrollo de un área. A medida de que los datos son adquiridos, y las técnicas son aplicadas, la incertidumbre manejada se reducirá. En este sentido, surge el caso del campo Tisquirama y San Roque, áreas que vuelven a renacer en términos de su prospectividad, gracias a la adquisición de nueva información mediante herramientas típicas en E&P como la sísmica 3D, datos de imágenes de pozos, registros sónicos dipolares y la aplicación de una apropiada tecnología de procesamiento e interpretación densa de los datos. Este artículo muestra un ejemplo de cómo las técnicas convencionales de interpretación integradas con tecnologías más elaboradas como el análisis de atributos, inversión sísmica, nos trae como resultado un nuevo escenario de gran potencial para una antigua área de estudio. De este hecho, surge la pregunta, żserá que por falta de información y tecnología, hemos dejado importantes reservas sin explotar? Un flujo trabajo integrado de procesamiento de datos sísmicos, interpretación estructural, petrofísica y análisis de yacimientos ha conllevado al renacimiento de este campo al punto de definirse una propuesta agresiva de desarrollo en un área olvidada por ańos. La aplicación de tecnología enfocada en la caracterización sísmica, el análisis de atributos geométricos y estratigráficos, inversión sísmica simultánea, entre otros, han permitido caracterizar las arenas productoras en el área, logrando un nuevo entendimiento de la arquitectura del yacimiento.
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Geological Expression: Using geophysical data to understand structural geology
Authors Gaynor Paton, Thomas Wooltorton, Hugo Garcia and Chris CottamGeophysical data such as seismic reflectivity, inversion, and well data contain a wealth of information about the subsurface geology, but often in a form that is hard to understand or interpret. To compensate for this, the information extracted is often in a simplified form, and therefore information is lost. We present some easy to use workflows which directly translate the geophysical data into geological information allowing the interpretation of complex structure using all the information available. Attribute analysis of reflectivity data for the purposes of fault interpretation is usually limited to some form of discontinuity or coherence measure, and usually only one volume is used. This can be an effective first pass, however one volume does not show you the subtle changes in the fault expression. Using different attributes which are sensitive to different geophysical expressions, and combining those attributes together in an easy to view way, we can extract geological information such as throw, drag, damage zones, and lithology changes down the faults. This technique has been effective in both exploration areas where there is limited well data, and mature fields where more is known about the geology. We present the results of a structural analysis of data from NW Australia, in a complex fault zone where the detail of the faults was hard to determine. Using these Geological Expression techniques we have been able to understand the fault behaviour and the structural setting of the area.
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Evaluación de la Prospectividad de un Play Estructural Profundo en el Terciario del sector Centro-Sur de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena.
Este trabajo muestra la integración de diferentes disciplinas y herramientas tecnológicas con el fin de evaluar la prospectividad de un play estructural profundo en el Terciario del sector centro-sur circundante a los campos de mayor producción del Valle Medio del Magdalena.
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Bananal Basin is an Accretion Prism; this information is confirmed through magnetics profile models
Authors R.T. Ranna, A. Rugenski and K.S. DuarteBananal basin is a geological feature placed at central west Brazil. Its shape is elongated at NNE-SSW direction, with 20° NE azimutal trend. Futhermore geological litherature reveals that this basin has no more that few meters to embasement level, but neither borehole was done. The top embasement varies in depth because it is extreamely folded. So some places the embasement is shallower.
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Sincronismo entre los Tiempos de Estructuración y los Tiempos de Expulsión de Hidrocarburos en el Subandino Sur de Bolivia
Authors Ricardo Veiga, Raúl Giraudo and Daniel FigueroaUn análisis de los tiempos de formación de las estructuras y los tiempos de expulsión de hidrocarburos fue realizado en el Subandino Sur de Bolivia. El objetivo del estudio era evaluar los riesgos de diferentes proyectos exploratorios en las inmediaciones de las serranías de Salinas y San Antonio. Las reconstrucciones estructurales realizadas en el Sur del Subandino Boliviano, sumado al modelado 1D efectuado en los principales ejes sinclinales muestran variaciones en los tiempos de estructuración y de expulsión de hidrocarburos. Estas variaciones son causadas por diferentes edades de levantamiento y diferentes etapas de sedimentación en los sinclinales adyacentes a las serranías mencionadas. En la región de Salinas la fase de levantamiento se habría llevado a cabo en el Mioceno Medio-Superior y las principales fases de expulsión de hidrocarburos ocurrieron en el Mioceno Temprano al Oeste y en el Mioceno Tardío al Este de este tren estructural. Por lo tanto, la escama superior de la serranía de Salinas solo habría podido capturar una escasa cantidad de hidrocarburos procedentes del Oeste y expulsados posteriormente a la formación de la trampa. Por otro lado, la serranía de San Antonio presenta dos fases de expulsión. La primera es sincrónica con la formación de la trampa en el Mioceno Tardío (Messiniense), mientras que la segunda fase de expulsión tuvo lugar en el Plioceno, posterior al último levantamiento registrado en la región. Estas diferencias explicarían las mayores acumulaciones de gas observadas en el tren estructural San Antonio.
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Generación y Expulsión de Hidrocarburos en el Centro-Sur de la Cuenca de Marańón-Perú. Análisis de Riesgos Geológicos en el Sistema Petrolero Chonta
More LessLa cuenca de Marańón es una de las principales regiones productivas de petróleo del Perú. Esta cuenca presenta un sistema petrolero con roca madre cretácica conocida como F. Chonta y otro sistema petrolero con roca madre Jurásica conocida como F. Pucará. Las acumulaciones de hidrocarburos se encuentran emplazadas en areniscas de edad Cretácica conocidas como formaciones Vivian, Chonta y Agua Ardiente. Los principales campos productivos se localizan en el sector norte de la cuenca (cercano al límite con Ecuador). Por el contrario, la región sur cuenta con grandes y amplios anticlinales que fueron investigados con varios sondeos, sin embargo todos ellos fueron secos. Los estudios realizados en el sector centro-sur de la Cuenca de Marańón indican que diferentes factores concurren para explicar los pobres resultados en los pozos perforados. Los más importantes son: 1) pobre riqueza en contenido orgánico (bajos valores de carbón orgánico total-COT) en la roca madre Chonta, 2) baja madurez termal en la materia orgánica analizada y 3) trampas formadas con posterioridad al tiempo de generación de los hidrocarburos. Por lo tanto, si bien hay grandes anticlinales en el Sur de la Cuenca de Marańón, se considera que los mismos presentan un alto riesgo de carga para hidrocarburos generados y expulsados desde la F. Chonta.
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An Integrated Approach to the Exploration of Fractured Reservoirs: A Challenge in the Cretaceous Rocks of the Middle Magdalena Valley Basin, Colombia
Authors R. Acevedo, D. Daza, M. Prince, D. Rojas and C. SanchezThis is an integrated analysis of the La Luna Formation in the Chuira pop-up structure, located in the Middle Magdalena Basin (MMVB). A structural trap originally mapped with 2D seismic and later with a 3D seismic volume, was interpreted using a conventional time structure maps and depth conversion methods. In 2009, the first well drilled a sequence of calcareous rocks which produce oil in stable natural flow but with a low rate. In order to understand this potential discovery, multidisciplinary studies were conducted including a detailed geology of the La Luna Formation information from outcrops, the integration of seismic attributes, log analysis, and an exhaustive reservoir research from existing samples.
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Integration of 3D Seismic and Advanced Structural Modeling in the Interpretation of Segmented Extensional Fault Systems in the Llanos Basin, Colombia
More LessThe most common hydrocarbons exploration target in the Llanos foreland basin of Colombia consists of three way footwall closures against east dipping normal faults. These faults are usually segmented along the strike separated by relay ramps that form at many different scales during the growth of normal fault systems as two or more offset faults propagate towards one another and overlap, forming an inclined relay ramp zone that accommodates further deformation until strain exceeds the strength of the relay zone and breaching occurs forming elongated sinuous faults with an apparent deficit in fault slip compared to the fault length. In recent years 3D seismic acquisition has increased in the Llanos basin of Colombia providing an extraordinary source of data that combined with advanced structural modeling techniques have yield better structural interpretations of these segmented normal fault systems, not only to produce better models of the real extension and integrity of the structural traps that can be targeted for hydrocarbons along these systems, but also to better understand the seismic pitfalls found in these complex structures. 3D models of both soft linked and breached relay ramps along a highly segmented trend of normal faults in the eastern portion of the Llanos basin are presented as well as 2D analogue models to illustrate the most common seismic pitfalls found in these systems. High resolution amplitude and semblance seismic attributes, as well as the geometry and distribution of hanging-wall faultrelated folds are used to constrain the displacement gradients along continuous fault segments, and that suggests fault growth by segment linkage. The strongly segmented southwest-northeast striking faults are interpreted to be the result of oblique Cenozoic extensional reactivation of underlying zones of weakness generated by preexisting northsouth trending Paleozoic to Early Cretaceous extensional and compressional faults forming characteristic strongly segmented en-echelon fault arrays. These highly segmented fault systems can produce a large variety of structural traps with a wide range of sizes that need to be considered during the exploration and production risk evaluations in this region.
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El determinismo en la prospección de hidrocarburos: aplicación a dos cuencas colombianas
Authors L.A. Brice§no, C. Rey and A. AmarisSe considera que los hidrocarburos comercialmente explotables, no se encuentran distribuidos al azar, sino que se pueden identificar dentro de áreas que son proyección de volúmenes con características físicas y químicas especiales determinables. En el aspecto gravimétrico se hace diferencia entre anomalías totales de Bouguer, Regional y Residual y el significado de sus valores relativos positivos y negativos. En lo referente a las variaciones del campo magnético, se recalca la diferencia entre anomalías totales y reducidas al polo. Desde el punto de vista estructural, se simplifica el modelo para considerar solamente la función de las trampas en los procesos de acumulación de hidrocarburos. Se establece diferencia valorativa entre fallas observadas, inferidas y asumidas; para el proceso operativo se cuantifican estas variables cualitativas. Finalmente se consideran los rezumaderos conocidos de hidrocarburos, los cuales son parametrizados y valorados geoquímicamente. Al revisar el concepto de campo productor, se define una Dimensión Mínima de Determinación, DMD, la cual sirve para establecer las dimensiones de la grilla sobre la cual se promedian las bases de datos para las anomalías de gravimetría, magnetometría, fallas y rezumaderos analizados. Diferentes factores de peso se asigna a las variables y se obtiene un mapa de Índices de Determinismo de Hidrocarburos –IDH- para el sector en consideración. Se compara el IDH para algunos campos productores de la Cuenca Llanos y del Valle Medio del Magdalena, se observa su correlación positiva, así como las limitaciones.
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Multi- Chronological Proxies to Timing Early Oligocene and Middle Miocene Deformation Events Along the Lower Magdalena Basin, NW Colombia
Understanding the timing of deformation of the San Jacinto Belt (SJB) and its relations with the Sinu Belt and Lower Magdalena Valley (LMV) is vital for predicting regional reservoir compositions and timing the occurrence of structural traps. We combine micropaleontological data and U-Pb detrital zircons ages to timing the deposition of stratigraphic units along the SJB and LMV and trace deformation and exhumation of sedimentary sequences. Whereas palynological assemblages from the continental--‐ deltaic Cienaga de Oro Formation suggest a Chattian--‐Burdigalian depositional age, calcareous nannofossils assemblages suggestan Aquitanian--‐Langhian depositional age for the overlying marine Porquera Formation. The presence of reworked Paleocene--‐Eocene planktonic foraminifera and pollen in both formations suggest the Paleocene‐early Oligocene sediments from the SJB being exhumed and deformed between Early Oligocene and Late Oligocene. A second deformation event took place along the SJB during Langhian--‐Tortonian times. This is evidenced by the occurrence of reworked Paleocene--‐ Early Oligocene planktonic foraminifera and Burdigalian--‐Langhian calcareous nannofossils within the Moñitos and the Sincelejo formations. These units also include palynological assemblages and detrital zircon U-Pb ages that suggest a Serravallian--‐ ortonian maximum depositional age. Finally, seismic data suggest the existence of a major regional unconformity separating the middle Miocene Cienaga de Oro and Porquera transitional/marine sedimentaries from the late Miocene-Pliocene transitional/continental sedimentary record of the Moñitos and Sincelejo formations. The new data presented here highlight the importance of using multi- ‐proxy chronological analysis to timing regional deformational events along continental margin basins and understanding its control on the occurrence of contrasting sedimentary environments and reservoirs.
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A practical approach to velocity modeling for depth conversion in a complex structure of the Colombian foothills
Authors Claudia Duenas and Juan Carlos AlzateConstruction of accurate velocity models for depth conversion is always a critical task in hydrocarbon exploration and production. In areas of extremely complex geology and poor well control, this activity becomes challenging as small variations in the interpreted picks and layer velocities can result in huge variations of the predicted depths, away from the control points. The present paper describes the use of 3D seismic data to help constrain a well derived velocity model, in region of the Colombian Foothills with very scarce well control and an incredibly complex geology. The methodology uses PSTM velocities to derive average velocities, which are in turn scaled to match the well velocities at the well locations and finally produce a stable velocity model for the whole area that has a lower uncertainty. This velocity model was built in 2008 and supported the development plan of the fields. The average velocities obtained from the seismic data showed tendencies consistent with the well data, with deviations less than 10%, thus supporting a valid medium for extrapolating velocities in the zones without control. The model was tested with the drilling of two new wells, away from the control points, resulting in a mismatch from the model of 10% or less in the predicted the top of the structures with 10% error in depth. This outcome can be explained by the anisotropy behavior of rock velocities due to abrupt changes in structural attitude of the principal structures which affects the real velocity field and can be sub estimated on the modeling.
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Zero Offset VSP en un pozo desviado para delimitar el reservorio
Authors Carlos Martinez, Jose Martinez and Saul TrujilloA nivel mundial, la técnica del VSP ha contribuido de manera importante a la industria del petróleo y en Suramérica principalmente, se ha venido aplicando ampliamente con muy buenos resultados. Un aspecto importante en la aplicación de la técnica, es la planeación de la adquisición de los datos para lo cual es necesario apoyarse en un modelado de rayos, con el fin de determinar la mejor ubicación de la fuente en superficie y geófonos dentro del hueco, basados en un modelo existente del subsuelo. En este caso una compańía operadora de Perú solicitó la posibilidad de adquirir un VSP para obtener un perfil de velocidad a lo largo del pozo, mapear y delimitar la estructura de la zona del reservorio. Se creó el modelo de rayos el cual sugirió una geometría de adquisición tipo VSP de incidencia vertical (Walkabove), ubicando varias fuentes en superficie en la dirección del hueco y geófonos dentro del mismo, pero debido a restricciones de tipo ambiental para localizar las fuentes en superficie, esta opción no fue posible llevarla a cabo por lo que se optó por una adquisición con la fuente cercana al pozo tipo ZVSP (Zero Offset, Vertical Seismic Profiling).
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Evidencias de un relleno de valle inciso durante el Oligoceno Temprano en el Campo La Vikinga, Cuenca Barinas-Apure, Venezuela.
By Edgar ChacinLas areniscas cuarzosas del Miembro Arauca Inferior de la Formación Guafita del Oligoceno Inferior, descansan discordantemente sobre el Miembro Quevedo de la Formación Navay del Cretácico Superior. En el campo petrolífero La Vikinga de la Cuenca Barinas-Apure en Venezuela, las areniscas se acumulan discordantemente sobre una superficie erosiva que delinea una depresión de 7 km de ancho, alcanzando aproximadamente los 10 metros de espesor. Como resultado de la elaboración de las secciones estratigráficas y sísmicas, las cuales fueron horizontalizadas en el tope del Miembro Quevedo Inferior y en la base de la Formación Navay respectivamente, se interpreta la presencia de un relleno de valle inciso de tipo 2 para las areniscas basales del Miembro Arauca Inferior. Este primer avance permitirá consecuentemente emprender un estudio más amplio a lo largo del eje del Arco de Arauca para precisar las relaciones estratigráficas entre ambas formaciones.
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Rocas Madre del Paleógeno en las Cuencas Sinú-San Jacinto y Valle Inferior del Magdalena
Históricamente la caracterización de calidad de la roca generadora en las cuencas de Sinú–San Jacinto y el Valle Inferior del Magdalena ha sugerido que en estas cuencas la sucesión sedimentaria cenozoica es esencialmente generadora de gas, con valores bajos de índice de hidrógeno, característica de rocas ricas en materia orgánica terrestre y kerógenos tipo III. Esta aparente ausencia de rocas generadoras de hidrocarburos líquidos o aceites en ambas cuencas no permite explicar la existencia de aceites en las mismas, incluso con parámetros geoquímicos indicadores de fuentes del Cenozoico e importante aporte de materia orgánica terrestre (c.e. índices de oleanano altos).
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Recognition of By-Passed Oil Zones in Cretaceous Clastic Reservoirs: Case Study From Caricare Field, Northern Llanos Basin, Colombia
With the discovery of Caricare field in 2006, in the northern Llanos Basin of Colombia, one of the main productive reservoirs has been a Cretaceous interval named the K2A sub-unit. The depositional environment of the reservoir is interpreted to be shallow marine, and two predominant deposits have been identified: shoreface deposits and tidal channel deposits. In the southwest part of the field, the productive zones of the reservoir are usually identified as having log resistivity values ranging from 20 ohm-m to 30 ohm-m. However, the same interval in the central and north parts of the field, have lower log resistivities, around 5 ohm-m to 14 ohm-m, which equate to high-calculated water saturations. To get a better understanding of the variation in the resistivity response, an integrated formation evaluation study was completed, which combined well logs, core analysis data, electrofacies analysis, petrophysical interpretation and reservoir engineering data. As a result, the zones of low resistivity were recognized as oil-bearing. These zones, previously considered to be non-pay, were reclassified as pay. Subsequent testing of the low resistivity zones resulted in initial production of oil with moderate water cuts. This case study shows how resistivity log responses are probably affected by a combination of fine grain size, bioturbation, and clay content. Careful, integrated petrophysical analysis of these zones, coupled with an understanding of the causes of low resistivity, have resulted in the recovery of reserves that would otherwise be left behind pipe.
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Historia de levantamiento del alto de remolinogrande-gorgona a partir de la arquitectura de estratos de crecimiento (parte sw de la cuenca de antearco de tumaco, Colombia)
En cuatro secciones sísmicas se identificaron el basamento y cinco secuencias sísmicas de la parte onshore de la Cuenca de Tumaco. La historia del levantamiento del alto de Remolinogrande-Gorgona, al occidente de la cuenca, se basó en estratos de crecimiento y discordancias. La secuencia 1 (Eoceno medio-Oligoceno) se depositó sobre el basamento uniforme. Cuando se depositó la secuencia 2 (Mioceno temprano) solo en la zona noroeste se iniciaba el levantamiento. A partir de la depositación de la secuencia 3 (Mioceno medio) la parte suroeste del alto comenzaba a levantarse y se estabilizaba al final de las secuencias 4 (Mioceno medio-tardío) y 5 (Mesiense/Tortoniense). En el noroeste el alto sufrió levantamiento durante la depositación de las secuencias 3, 4 y base de la 5. Los estratos pre-cinemáticos corresponden a las secuencias 1 y 2 en el sector suroeste, y solo la secuencia 1 en el noroeste. Los estratos sin-cinemáticos están constituidos por la secuencia 3 y parte basal de la 4 hacia la zona suroeste, y por las secuencias 2, 3, 4 y parte de la 5 hacia el noroeste. Los estratos post-cinemáticos hacia el suroeste son la parte superior de la secuencia 4 y la secuencia 5, hacia el noroeste la parte superior de la 5. Las trampas derivadas del levantamiento corresponden a acuńamientos contra el basamento e intraformacionales y yuxtaposición por fallas normales. Esto cambia el panorama prospectivo de la cuenca, antes se planteaba la existencia de diapiros como una de las principales estructuras de entrampamiento.
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Predicción de espesores de arenas y de facies sedimentarias cenozoicas, mediante análisis multivariado de atributos sísmicos 3d, en el valle medio del magdalena
La definición de mapas de espesores de arenas y la interpretación de ambientes sedimentarios, es una actividad indispensable en exploración. Usualmente, estos mapas se obtienen a partir de la extrapolación de información de pozos, generando incertidumbre y aumentando el riesgo exploratorio. Este trabajo, presenta una metodología para estimar mapas de espesores y ambientes sedimentarios a partir del análisis multivariado de atributos sísmicos. El primer paso es realizar un control de calidad de datos sísmicos, pozos y horizontes, garantizando que: los datos sísmicos hayan sido procesados con preservación de amplitudes relativas; los horizontes sigan consistentemente los reflectores y que los registros de pozos hayan sido adecuadamente acondicionados, corregidos y sintetizados. Luego, se calculan distintos atributos sísmicos (amplitud, geométricos y espectrales) así como también volúmenes de parámetros elásticos invertidos. Los atributos son entonces analizados para descartar aquellos que presenten baja correlación con los parámetros petrofísicos o tendencias no consistentes con la geología y finalmente, utilizados para estimar volúmenes de propiedades a partir de una regresión lineal multivariada, cuyos pesos son optimizados, de forma no lineal, para minimizar el error de cross-validación. Estos volúmenes estimados permiten la extracción de mapas de espesores de arenas y mapas de interpretación de facies a cualquier nivel estratigráfico y constituyen por sí mismos, un modelo de variación espacial de las facies. Esta metodología, al integrar la sísmica 3D, aumenta el nivel de confianza en áreas con baja densidad de pozos, favorece la estimación de recursos prospectivos y provee un mejor entendimiento de la evolución sedimentaria del área.
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Factores Geológicos Para Justificar La Perforación de Pozos Estratigráficos en Cuencas Frontera: Ejemplo de la Cuenca Tumaco Norte
Authors Alberto Ortiz, Joaquín Valencia, Nicolas Santos and Carlos CuartasLa Cuenca Tumaco Norte representa una cuenca de ante-arco asociada a un sistema de subducción activo durante el Paleógeno y Neógeno. En general en esta cuenca existen espesos depósitos sedimentarios post-miocenos asociados a la molasa generada por los pulsos de orogenia andina y estos a su vez están sellando facies más profundas premiocenas de origen turbidítico. Se han perforado varios pozos secos en la cuenca que tienen en común el haber tocado altos estructurales causados por diapirismo de lodo lo cual lleva a la conclusión preliminar de que el estilo de entrampamiento en la cuenca es más de tipo estratigráfico asociado a los diferentes pulsos turbidíticos muy comunes en el borde de la plataforma y acentuado durante episodios de cuarto o quinto orden de tipo Lowstand System Tracts. Esto es lo que se intenta probar con la perforación del pozo estratigráfico ANH-Buenaventura-1-ST-P en un sector que se caracteriza por estar en el borde de la plataforma de acuerdo a lo que muestra la información sísmica disponible. A su vez, se intentan conocer: a) los diferentes elementos del sistema petrolífero especialmente en lo referente al sello y capacidad generadora de las facies pelíticas presentes, en donde se hace imprescindible el muestreo propuesto de aproximadamente 2000 pies de núcleos distribuídos en la columna litológica desde superficie hasta aproximadamente 10000 pies y b) el efecto del Sistema de Falla de Garrapatas que sirve de límite a la cuenca en el norte y que se encuentra a escasos kilómetros del pozo.
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Manejo Del Riesgo Geológico En La Perforación De Pozos Estratigráficos En Cuencas Frontera Con Alto Riesgo Geológico: Ejemplo De La Cuenca Cauca Patía
Authors Alberto Ortiz, Joaquín Valencia, Nicolas Santos and Carlos CuartasLa cuenca Cauca-Patía es una cuenca frontera de ante-arco caracterizada por una historia geológica reciente que incluye una columna sedimentaria fallada e intruída, de espesor desconocido en el sector de la subcuenca Patía. Por esto la ANH propuso la perforación de un pozo estratigráfico profundo en la localidad de Mercaderes, Cauca en un sector en donde existe limitada información sísmica, sondeos de magnetotelúrica e información de campo asociada a las estructuras anticlinales cercanas. Para reducir el riesgo geológico se interpretó la sísmica disponible y se elaboraron catálogos de muestras de las unidades aflorantes en el área para compararlas al momento de la perforación con las muestras extraídas del pozo. Además se realizó un estudio de estabilidad basado en la información de un programa de perforación de pozos slimhole que aportó información valiosa de algunas de las unidades presentes y como correlación se recurrió a pozos que estaban bastante alejados de la locación pero que igual pertenecían a la cuenca en su zona norte. El principal riesgo geológico en el área es la presencia de cuerpos intrusivos que no afloran en superficie y que podrían encontrarse en la trayectoria del pozo propuesto a 10000 pies aproximadamente. Por esta razón hizo un estudio de superficie y se revisó la información de magnetotelúrica para intentar una predicción de estos cuerpos que parecen localizarse al Noroeste y Sureste de la locación del pozo, dejando un corredor estrecho en donde la columna estratigráfica se aprecia sin mayores dislocaciones.
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Caso Práctico De Interpretación De Sondeos Magnetotelúricos En La Cuenca Frontera Cauca-Patía, Sector De Mercaderes
Authors Alberto Ortiz, Joaquín Valencia and Nicolas SantosDurante la elaboración de la prognosis para perforar el pozo ANH-Patía-1-ST-P por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia surgieron dudas respecto a la interpretación de dos sondeos de magnetotelúrica tomados en cercanías a la ubicación del pozo. Un análisis cuidadoso demostró que las líneas estaban mal ubicadas pero que su contenido era de la calidad requerida para correlacionarlas a la información sísmica disponible. Uno de los sondeos muestra claramente la presencia de un cuerpo intrusivo típico de esta cuenca y que hace bastante arriesgada la perforación de pozos ya que la seńal sísmica no muestra claramente estos cuerpos de apariencia delgada y de gran profundidad. Mientras la sísmica muestra una posible falla y una zona aledańa en ruido, la magnetotelúrica muestra marcados cambios en la resistividad que al ser mapeados e interpretados permiten observar un intrusivo que no aflora en superficie. Esta información sirvió para diseńar un plan de perforación que incluyera la mitigación de este posible riesgo de impacto económica importante ubicado al Noroeste del pozo y que en caso de ser encontrado permitiera tomar una dirección de navegación secundaria que evite este cuerpo que no es de interés para el proyecto de perforación de la columna estratigráfica parcial presente en el área de Mercaderes, Cauca. Se comparan los alcances de esta herramienta versus la sísmica 2D en términos de costos y precisión. La aplicación de esta técnica ayuda a reducir el riesgo geológico del proyecto, soportando la toma de decisiones durante la perforación del pozo.
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Caracterización y Prospectividad de Plataformas calcáreas en la subcuenca de Plato a partir de la aplicación De Estratigrafía de Secuencias
More LessLa subcuenca de Plato presenta varias plataformas calcáreas asociadas a paleoaltos que se distribuyen a diferentes profundidades. La plataforma más extensa es la de El Difícil seguida de la de Cicuco-Boquete, Apure y Cecilia. Las condiciones del depósito de estos cuerpos en su mayoría adosados a estos paleoaltos estuvo controlado por las oscilaciones en el nivel del mar que generaron progradaciones, retrocesos o ahogamientos de estas plataformas. Asimismo la cercanía a rasgos estructurales mayores generó simultáneamente procesos de basculamiento que hicieron que la subcuenca fuera progresivamente enterrada mientras emergía la vecina Sierra Nevada de Santa Marta. Como consecuencia de esto es que los espesores de las diferentes plataformas varían desde quince hasta casi quinientos pies, lo cual genera potenciales reservorios de muy diferente volumen. La prospectividad está principalmente asociada a la exposición subaérea que tuvieron estas calizas en un periodo de Lowstand System Tract LST que no fue simultáneo en todas las plataformas y que afectó con mayor intensidad la plataforma de El Difícil. La progradación de las plataformas debido a esta baja en el nivel del mar genera potenciales trampas estratigráficas en sectores más profundos y en el pie de talud de estas plataformas. La carga de hidrocarburos proviene del depocentro de la cuenca que se encarga de llenar las trampas situadas en los altos y en el centro de la cuenca en cuerpos de turbiditas asociados al LST del límite Oligoceno que coincide con una etapa global de enfriamiento y pérdida de volumen del nivel del mar.
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Rompiendo Paradigmas mediante el Uso de la Sísmica 3D, un caso en el Sector del Casanare, Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia
Authors Carlos Osorio, Jairo Guerrero and Paola CardonaLa información de pozos ha sido usada como una herramienta para definir facies y orientación de cuerpos, mostrando en ocasiones tendencias que se alejan de la realidad, precisamente porque los datos de pozo aunque de alta resolución vertical, son puntuales en cubrimiento areal. Este trabajo describe un caso específico en el Departamento del Casanare en la cuenca de los Llanos en donde mediante el uso de sísmica 3D, se observó la tendencia clara de canales en la dirección SSWNNE y cómo, debido a las variadas direcciones de la corriente que presenta un canal meandriforme a través de su recorrido, la interpretación a partir de pozos solo muestra una dirección de ellas, resultando en una definición errada de la dirección de los canales y por ende de la procedencia de los depósitos. Éste es un claro ejemplo de las ventajas de usar la sísmica 3D como herramienta para definir tendencias de cuerpos. En el caso del área de estudio, por ańos se ha definido una dirección de los canales de la Formación Carbonera (unidades C1 a C7) aproximadamente E-W, sin embargo, la interpretación de dos volúmenes 3D en el área ha permitido romper este paradigma y definir unas nuevas tendencias de orientación a partir del uso de atributos sísmicos. Esta nueva interpretación no solo tiene implicaciones importantes en exploración y explotación de hidrocarburos sino que influencia conceptos claves para el mejor entendimiento de la cuenca, como su geometría, la proveniencia de los sedimentos y los ambientes interpretados.
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Expresión Sísmica de la Zona de Antearco del Margen Pacífico de Colombia
Authors Iván Zamudio and Eduard LópezLa caracterización de zonas de antearco en el mundo, ha sido orientada principalmente al entendimiento de la actividad sismológica relacionada con las zonas de subducción. Convencionalmente, estas cuencas no han registrado grandes descubrimientos de hidrocarburos en el mundo, principalmente por el bajo flujo de calor, la dificultad en la preservación de estructuras y la mala calidad de los reservorios. Sin embargo, ante la necesidad de nuevas reservas, varios países estudian estas zonas con el objetivo de caracterizarlas y entenderlas para su exploración.
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Nuevas Evidencias del Estilo Estructural en la Cuenca de los Llanos, un ejemplo de Nuevas Oportunidades a partir de la Integración de la Información y Conocimiento en el sector del Casanare, Colombia
Authors Carlos Osorio, Ingrid Cortés, Luis Chavez and Alberto ChernikoffLa Cuenca de los Llanos es una de las llamadas cuencas Subandinas caracterizada por un estilo estructural distensivo, en particular en su zona central, donde el patrón general consiste en fallas normales antitéticas con un rumbo aproximado N30şE, con vergencia del plano de falla al Oriente. Por mucho tiempo las estructuras de los campos del sector del Casanare han estado definidas por fallas del tipo descrito, contra las cuales se generan varias estructuras prospectivas generalmente en el Footwall. Sin embargo, en este sector no se habían identificado fallas o fracturas derivadas de la falla principal que de alguna manera generaran compartimientos a nivel interno de los yacimientos. Basados en datos de pozo, cubos de atributos sísmicos como: amplitudes RMS, Fase Instantánea, Frecuencia Instantánea, Antracking, Envelope, Varianza y Sweetness e información de Ingeniería como producción y presiones, se logró establecer para el sector del Casanare, la existencia de estructuras compartamentalizadas a partir de fallas normales tipo escalera o echelon con ángulo aproximado de 30° respecto al rumbo de la falla principal. Este hecho abre en el sector una ventana de oportunidad en la redefinición de las estructuras y entrampamientos. Como resultado, se propone la perforación de 8 nuevos pozos y un nuevo bloque exploratorio, así, como nuevas estrategias para el aumento del Factor de Recobro. Este trabajo, es el reflejo de la integración de diferentes disciplinas, abriendo nuevas perspectivas de desarrollo en este sector, acompańado de una nueva visión en los planes de inversión de la Compańía para el área.
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Estratigrafía del Cinturón Plegado de San Jacinto: una Aproximación Quimioestratigráfica a la Evolución del Eoceno-Mioceno del Caribe Colombiano
Authors Juan Sebastián Rosero, Juans Carlos Silva, Andrés Pardo and Carlos BorreroAnálisis de isotopos de estroncio (relación 87Sr/86Sr) en carbonatos (moluscos, foraminíferos y algas calcáreas), obtenidos de núcleos de perforación de las unidades cenozoicas del Caribe colombiano, permiten mejorar la cronología de las unidades con marcadores bioestratigráficos problemáticos. En el intervalo Eoceno-Oligoceno se tomaron muestras de la Formación Toluviejo, las cuales presentan relaciones isotópicas anómalamente bajas, con valores que varían entre 0.707444 a 0.707688. Estos datos no permiten correlacionar la composición isotópica con la curva mundial de estroncio. Se plantea que esta anomalía refleja la composición isotópica de fuentes cercanas en ambientes restringidos donde el estroncio no se mezclo efectivamente con la composición isotópica del mar. Para el Mioceno se tomaron muestras de la Formación Ciénaga de Oro la cual presenta relaciones isotópicas que varían entre 0.708231 a 0.708432, valores que permiten establecer una edad de Aquitaniano, la cual está en concordancia con los resultados bioestratigráficos (nanofósiles calcáreos y foraminíferos) obtenidos de los mismos pozos. Los análisis de isotopos de estroncio en carbonatos permiten mejorar el cuadro cronoestratigráfico para las sucesiones calcáreas del Cinturón Plegado de san Jacinto. Los datos reportados pueden por tanto ser utilizados como referencia durante la búsqueda de unidades carbonáticas con potencial de reservorios en otras áreas del Caribe. Tomando en cuenta, por ejemplo, que las algas calcáreas son consideradas excelentes reservorios de hidrocarburos.
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Controles y características geológicas de la distribución espacial del Bottom Simulating Reflector (BSR) en sísmica 3D del Caribe Colombiano
Authors Tatiana Mayorga, Andrés Calle and Juan PelaezEl reflector simulador del fondo marino, BSR, que se observa en secciones sísmicas offshore, es considerado el límite de la zona de estabilidad de los hidratos de gas (ZEHG) generado por la variación de las propiedades físicas de los sedimentos: por la presencia de hidratos de gas dentro de la ZEHG, por la presencia de gas libre debajo de esta, o una combinación de las dos. Las características de la ZEHG pueden ser estimadas con datos de presión, temperatura y la composición del gas, sin embargo, se ha documentado que estos depósitos de hidratos están asociados con características geológicas que promueven el aumento de flujo de fluido a través de la ZEHG. El marco geológico es fundamental para entender los parámetros que controlan la distribución y concentración de los hidratos de gas. Este estudio, tiene como objetivo caracterizar la ocurrencia del BSR en una sísmica 3D del Caribe Colombiano y entender su relación con la topografía, actividad tectónica, y posibles rutas de migración de gas. En particular se hizo análisis de atributos sísmicos, e información del fondo marino en áreas con buena distribución 3D de BSR que pueden ser caracterizadas por diferentes indicadores geológicos, tales como los controles tectono-estratigraficos, pockmarks, volcanes de lodo, fallas estructurales y zonas de fractura. Basados en los esquemas de clasificación descritos en la literatura se observa una correlación entre la distribución del BSR, la topografía, y las características estructurales, donde son reconocidos ciertos tipos principales de ocurrencia del BSR, entre ellos anticlinales y mini cuencas.
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Reducción De Ruido Pre-Apilado En Datos Sísmicos 3d-3c Trabajando Con Vectores De Offset Común
More LessSe presenta un método para la reducción de ruido pre-apilado en el dominio de Vectores de Offset Común (COV) aplicado a un dato sísmico 3D-3C terrestre de geometría ortogonal y de amplio azimut. Se explica cómo seleccionar y agrupar los datos sísmicos para formar diferentes clases de COV y se describen las principales propiedades de estos grupos. Los atributos geométricos de los datos sísmicos ordenados por COV son comparados con los atributos originados a partir de otras formas de ordenar los datos pre-apilado. El proceso de filtrado utilizado en este trabajo es una deconvolución Fxy para la reducción de ruido coherente y aleatorio dentro de la secuencia normal de procesamiento de ondas convertidas. Se puede comprobar la viabilidad de estos métodos en grandes volúmenes de datos sísmicos, así también como la gran eficacia en el acondicionamiento de los datos sísmicos antes de suma.
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El Origen de los Crudos Pesados en México y Colombia
Los crudos se consideran extrapesados cuando presentan un rango de API de 0,0 - 9,9° API y pesados en el rango 10 a 22,3 °API (Fig. 1). Por otra parte, los crudos pesados se diferencian de los livianos en que poseen un alto contenido porcentual de azufre por peso, así como contenidos significativos de sal y metales como níquel, vanadio y otros. La importancia de los crudos pesados se ha impulsado principalmente por factores relacionados a una menor disponibilidad de crudos livianos y al surgimiento de avances tecnológicos que han reducido los costos de producción en las áreas de explotación. En la actualidad, se estima que el 64% de las reservas mundiales corresponden a crudos extrapesados y el 36% a petróleos convencionales. Para el mundo, y especialmente para los países de América Latina, las reservas de crudo pesado se han convertido en recursos estratégicos, más aún si se tienen en cuenta que las posibilidades de encontrar este tipo de yacimientos son altas. Como parte de la caracterización de los sistemas petroleros relacionados con este tipo de yacimientos, en este artículo se presentan resultados relacionados con crudos pesados asociados a un ambiente tectónico extensional (el caso de México) y otro relacionado a un ambiente compresivo de antepaís (el caso de Colombia).
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Thermal history and implications for evaluation of the exploration risk in the Catatumbo Basin
More LessThermal and geochemical data are discussed to make inferences about exploration risk in the Catatumbo Basin. In this basin is outstanding the presence of prolific source rocks (Capacho and the La Luna Formation), as well as the ubiquitous presence of solid bitumen and oil and gas production with a broad range of API gravity. The thermal data of different sources indicates within the basin, processes of generation and migration continue for a long time, suggesting a low exploration risk regarding charge and synchronism. The hydrocarbon expulsion time from Cretaceous source rocks (Capacho and La Luna formations) started in the Late Paleocene-Eocene, while for the Tertiary unit, the Los Cuervos Formation, the generation and expulsion started at 10 my. The petroleum expelled during the Paleocene-Miocene, were accumulated in structures formed since the end of the Cretaceous age, while structures associated to the Andean orogeny were charged by remigration and additionally with younger hydrocarbons generated from the less uplifted areas related to actual synclines axes. Thermal maturity data of rocks, oils and gases show petroleum of different maturity stages, the more mature accumulated in cretaceous rocks, while the less mature were trapped in tertiary reservoirs. Regarding exploration risk, the southern portion of the basin looks more thermally evolved and prospective for wet and dry gas while the central and northern area appears more prospective and for wet gas, light and normal oil.
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Análisis estructural del anticlinal de El Morro en el Piedemonte Llanero Colombiano
Authors Jonathan Camilo Gamboa Porras and Roberto Linaresestructural del Anticlinal de El Morro (AM) en el subsuelo, dentro del área de estudio, para comprender la geometría y cinemática que afecta a esta estructura, y poder correlacionar estos procesos o eventos con las estructuras imbricadas productoras de hidrocarburos en los campos Floreńa, Pauto y Dele, que hacen parte de la Cuńa Tectónica que conforma el piedemonte llanero en su parte central, y que se encuentran infrayaciendo al anticlinal, mejorando así el entendimiento del modelo geológico regional. Este análisis se realiza interpretando y analizando varias secciones sísmicas de un volumen sísmico 3D, y la información de los pocos pozos perforados en el área. El análisis y la interpretación se realizó mediante el software 2DMove® y 3DMove®.
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Estudio de diferentes parámetros cromatográficos y espectrométricos del análisis por GC-MS (QQQ, MRM) de biomarcadores en fracciones saturadas aisladas de rocas bituminosas
Authors Elena Stashenko, Julián Castrillón and Jairo René MartínezEl análisis de biomarcadores del petróleo es un reto analítico, tanto en la etapa de su aislamiento de rocas sedimentarias, como en la fase de su análisis instrumental, cualitativo o cuantitativo, que debe ser sensible y selectivo. La fracción saturada, aislada de roca bituminosa por el método de dispersión de matriz en fase sólida (MSPD), es una matriz muy compleja, de más de 300-400 componentes, entre los cuales hay que detectar e identificar las “moléculas fósiles”, i.e., biomarcadores, presentes a nivel de trazas. El análisis químico de biomarcadores se realiza fundamentalmente por cromatografía de gases (GC) acoplada a espectrometría de masas (MS), GC-MS. El espectrómetro de masas opera en el modo de monitoreo de iones seleccionados (SIM), registrando selectivamente diferentes fragmentos-diagnóstico que aparecen en los espectros de masas de biomarcadores (esteranos, hopanos, triterpanos, diasteranos, etc.). Se llevó a cabo la comparación de dos técnicas de análisis de biomarcadores presentes en fracciones saturadas aislados de rocas bituminosas. Se usó el método convencional, GC-MS, en modo SIM, y GC acoplada a espectrometría de masas tándem (tándem-en-espacio, triple cuadrupolo, MS-QQQ). El modo de adquisición de GC-MS-QQQ fue el registro de transiciones iónicas típicas (monitoreo de reacciones múltiples, MRM), que tienen lugar durante la fragmentación de moléculas de biomarcadores bajo el impacto de electrones. Para maximización de la respuesta, se estudiaron, para cada familia de biomarcadores, diferentes energías de colisión (gas nitrógeno), así como varios parámetros cromatográficos (modo de inyección, programación de temperatura del horno) e integración de señales, entre otros.
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Aplicación del método de dispersión de matriz en fase sólida (MSPD) para aislar hidrocarburos de rocas bituminosas
Authors Elena Stashenko, Julián Castrillón and Jairo René MartínezLas investigaciones encaminadas al establecimiento de edad y origen del petróleo, están relacionadas con el estudio de fósiles moleculares, verbigracia, biomarcadores. Los biomarcadores, muchos de los cuales poseen estructuras de tipo terpenoide, se hallan en rocas sedimentarias -objeto de la presente investigación-, a nivel muy bajo, en concentraciones de orden ppb-ppm. Su extracción, identificación y cuantificación es un verdadero reto analítico. Usualmente, la extracción de biomarcadores de rocas sedimentarias se hace por el método Soxhlet, con solventes de diferente polaridad; asimismo, el uso de ultrasonido en la extracción con solventes ayuda a aumentar la eficiencia de extracción de hidrocarburos (entre ellos, biomarcadores) a partir de rocas. En este trabajo, para el aislamiento de biomarcadores de rocas bituminosas, se empleó el método de extracción por dispersión de matriz en fase sólida (MSPD, por sus siglas en inglés). La técnica MSPD, en cuanto a su eficiencia, se comparó con los métodos “clásicos”, Soxhlet y de ultrasonido. Con el método MSPD, se logró extraer 25% y 32% más de la materia orgánica que por las técnicas Soxhlet y de ultrasonido, respectivamente. Como solvente, en MSPD, se empleó la mezcla de diclorometano y metanol (90:10 v/v). La extracción por MSPD requirió de 3 a 5 horas, mientras que las otras técnicas demandan hasta 24 horas. Para MSPD, se puede incrementar cuatro veces la masa de la roca, sin alterar el rendimiento de la extracción. Los extractos obtenidos se analizaron por GC-MS en modo SIM y por GC-MS/MS en modo MRM.
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Nanofósiles Calcáreos y Ambientes de Depósito en Sedimentos del Cenozoico
Authors José-Abel Flores and Alejandra Mejía-MolinaSe 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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On Integrated Interpretative Data Workflows for Analyzing Structural and Combinational Traps - Risk Minimizing Exploratory and Field Development Plans
As petroleum reserves become increasingly difficult to add, the risks and costs of exploring and developing them increase. Often, intricacy is because of poor data integration, exploration efforts are far from matching logical and judicious drilling campaigns. Heterogeneous data at different scales and magnitudes make integration process more difficult and tedious; ultimately affect the well-prognosis designs. Many sedimentary basins have critical issues of ascertaining the life span of each productive field, because of poor understanding of structural entrapment, reservoir descriptions and their areal extents. Geological models deduced for drillable exploratory targets at times, do not entirely meet optimum well plans and targets. These issues may severely affect the cost-benefit equation, in spite of recovery costs from the discovery wells. An effort is made to understand multi-faceted datasets (multiple dimensions in different application domains) that undergo the data integration process, including design and successful implementation of integrated workflows. 3D/4D seismic data when integrated with drilled-well and production data can facilitate the producing company, a historical prediscovery role in exploration to a post-discovery or field development phase, thereby making up some of these risks. Geological models deduced based on interactive quantitative integrated interpretation play significant roles in well-planning and optimizing the economics associated with every exploratory and development well. Integration of maps derived from different domains, such as, seismic, geology, drilled-well, reservoir and production-engineering dimensions, can reduce the ambiguity involved during interpretation of play-entrapment mechanism. Post-mortem analysis done for each and every drilled well may help in learning about subsequent future well-plans.
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Análisis de la propagación de la geometría de fracturas hidráulicas empleando el método de elementos finitos
By J. OrtegaEl presente trabajo ilustra los resultados de una metodología desarrollada para el análisis de la propagación de la geometría de fracturas hidráulicas empleando el método de elementos finitos por medio del uso del software abaqus. El modelamiento incluye variables geomecánicas como presión de poro, estado de esfuerzos y comportamiento elasto-plástico de las rocas; al igual que el comportamiento del fluido de fracturamiento mediante la ley de la potencia y la tasa de filtrado hacia la formación en las caras de la fractura que se propaga. El análisis computacional se basa en la descripción de una zona de elementos finitos cohesivos que define un plano preferencial de fractura y permite que se simule la variación del crecimiento vertical.
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Modelamiento de los Procesos de Biodegradación en el Sector Sur de la Cuenca Llanos Orientales (Colombia). Aplicación del Modelo de Paleopasteurización en la Predicción de la Calidad del Crudo en Prospectos Exploratorios
Authors Walter Guzman, Cesar Mora and Diego GomezEn la parte sur de la cuenca Llanos, en la zona de influencia de campos como Apiay, Suria, Castilla, Valdivia y Rubiales, se presentan crudos con grandes diferencias en la gravedad API (10 – 40 API), lo cual termina afectando la economía de los proyectos exploratorios y de producción. La combinación de caracterización geoquímica de crudos, el modelamiento de la historia térmica de los reservorios y el modelamiento de los procesos de generación y expulsión de hidrocarburos permiten proponer un modelo que intenta explicar las diferencias en la calidad de los crudos y que puede usarse como herramienta predictiva en la evaluación del tipo de crudos a encontrar en prospectos exploratorios nuevos. En general es posible identificar una superposición de eventos que incluyen carga temprana de hidrocarburos durante el Oligoceno tardío-Mioceno temprano), procesos de paleobiodegradación durante el Mioceno medio y procesos de recarga (refreshing) con crudos normales y livianos durante el Mioceno tardío-Plioceno. Yacimientos que durante el Mioceno temprano tuvieran temperaturas inferiores a los 80 C, probablemente van a tener biodegrados los crudos del primer pulso de carga, mientras que en contraste, yacimientos que durante el Mioceno tardío hayan alcanzado temperaturas superiores a los 80 C, tienen grandes posibilidades de preservación del segundo pulso y por consiguiente de una mejor calidad de los crudos. La calidad actual de los hidrocarburos en los yacimientos está altamente controlada por la magnitud de la paleobiodegradación y las proporciones de mezcla entre los dos pulsos de carga de hidrocarburos.
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Petrophysics of Unconventional Reservoirs: Fluid Flows Simulation in Porous Media Using the Lattice Boltzmann Method on General Purpose GPU Computing
Authors Luis Felipe Ramírez and José JaramilloThe accurate and precise estimation of porosity and permeability are critical when addressing studies of unconventional oil and gas reservoirs. The characterization of these properties using computational tools has received great interest in recent years, driven by developments in numerical methods and the increasing computing performance of new general purpose, massively parallel architectures. In this work, a fluid flow simulator for porous media is developed and implemented on Graphics Processing Units (GPU). The Lattice Boltzmann Method (LBM), in conjunction with the high throughput of GPUs, is used to solve the fluid dynamics for a complex medium and to estimate its permeability. Additionally, the rock porosity is determined using image analysis methods of SEM-XRay images. This approach is a feasible alternative and complements standard measurement methods for dealing with low porosity and low permeability rocks.
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Structural and Petrophysics Control vs Facies change determined by Real Time Geosteering. First Horizontal Well in Abanico Field –Colombia
Authors Jose Betancourt and John CrowtherThe Valle Superior del Magdalena basin has been an important hydrocarbon producer in the Central region of Colombia. These being one of the most important gas/oil producers in the region, especially the Guadalupe Formations. These being one of the most important gas/oil producers in the region, especially the Guadalupe formations This study presents new developments in logging while drilling (LWD) technology to allow a horizontal well bore horizontal to be accurately placed in difficult targets in Abanico Field. The well was designed as a lateral drain. The objective was to position approximately 300 ft of drain in the Sands of the Guadalupe Lower Formation. The structural map shows some of the complexity of the structure. The planned well is a reverse section, displacing to the North before reversing to displace to the South. The initial displacement to the North takes the well path close and across to differents control well, located in the area. From the contours of the structure map, after reversing South, the path climbs very steeply on to an anticlinal structure, crossing the west flank below the crest and dipping down to the south. The latter part of the trajectory appearing a shallow dip to the South. The GeoSteering and Petrophysical evaluation was made while drilling, enabling PRE (Pacific Rubiales Energy) to effectively manage hole quality, lithology volume, preliminary petrophysical analysis, porosity, permeability and fluid saturation verifying the existence of hydrocarbons in this stage.
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Diagnóstico y aplicación de modelos de física de rocas en reservorios de canales meándricos para la caracterización de su respuesta sísmica en el Caribe Colombiano
Authors Francy Guerrero, Andrés Calle and Freddy NińoUno de los factores que hacen la actividad exploratoria de alto riesgo en términos de hallazgo, es la falta de información que ayude a definir los elementos que controlan la distribución y variación de la respuesta sísmica de la roca reservorio. Sin embargo, una tecnología que ha logrado ser exitosa y alcanzado la confiabilidad de su aplicación particular, a través del entendimiento no solo geofísico sino también geológico es la física de rocas. El Caribe Colombiano es un escenario propicio para indagar sobre la factibilidad de uso de física de rocas para el entendimiento de un tipo de roca reservorio. En una primera instancia se realizó la calibración a través de los valores estimados de la velocidad onda compresional versus porosidad (Vp vs %) dadas en un pozo, con el ajuste de una curva de un modelo teórico, y para las litologías de interés: areniscas ó arcillas. Las variables o propiedades físicas que se analizaron fueron: porosidad critica, composición mineralógica, módulos elásticos tanto para los minerales constituyentes como para la roca incluyendo diferentes fluidos de poro, así como también la presión efectiva. Esta calibración se hace con el fin de verificar que los modelos son los adecuados para estimar la respuesta sísmica en los diferentes escenarios geológicos. Para este estudio se realizaron pruebas con modelos: contacto cementado, arenas no consolidadas, contacto arenas arcillosas, y arcillas, y su respectiva comparación con datos sísmicos que ayuden a resaltar zonas propicias de la roca reservorio en canales meándricos, siendo una aproximación cualitativa.
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Production from Natural Fracture System in the Gibraltar Field – Colombia
Authors Jaime Arias and Martin CortésThe Eastern Cordillera foothill is characterized by high structural complexity rarely evident in 2D seismic profiles due to the deformation itself. The Gibraltar Field in the Sirirí block is located in one of the imbricate thrust sheets in a triangle zone. In this area three wells have been drilled so far, which had test gas and condensate productivity from a double porosity system in Mirador Formation. For better understanding of the variables controlling production into the structure, a static model was built integrating properties of the reservoir rock matrix and those from secondary porosity associated to fractures induced during folding. This study integrated well image logs into a static model. Spatial representation of each fracture plane using a Distcret Fracture Network (DFN) allowed calculates inherent properties to each fracture plane and those representing the relationship between them. Although the current stress orientation in the Northern Andes (from Seismicity Analysis) show a general ENE – WSW compression, data in the three wells suggest the presence of local stress perturbation, probably associated to a strike-slip component. This is mainly observed at the northern tip of the structure, where fluid flow could be enhanced in N-S direction.
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Assessment of an Unconventional Shale Resource Play: The Tannezuft “Hot Shales” in Ghadames Basin, South Tunisia
Authors N. Rezouga, M. Soua, S. Ben Alaya, H. Troudi, M. Saidi, A. Meskini and H. ZijlstraThe importance of unconventional shale gas has grown up quickly in the world after evolving into an important resource play for the United States, accounting for more than 14% of produced gas by the end of 2004 (EIA, 2004) and it is expected to become a major source of natural supplies in the United States by 2020. The Ghadames basin, known to be the most important basin in Tunisia, was targeted by the Tunisian Petroleum Exploration to challenge this kind of unconventional resource play. Source rocks potential is primarily determined through geochemical analyses carried out on whole cores, sidewall cores, formation cuttings or outcrop samples. To locate and assess source rocks along the stratigraphic column, exploration organic geochemistry must often do with a limited body of data (oil based mud drilled wells), often discontinuous or poorly located (big gaps between the sampled levels), and therefore not really representative of the information investigated. To overcome this issue, a number of authors have tried to estimate source rocks potential from wireline logging. Laboratory data input will lead to a good calibration process for better geochemical logs results. Some of the wells analyzed during this study are old, time when the quality of geophysical wireline logging was variable these data were excluded from the study. The essential ten keys of shale reservoir assessing are mainly based on geochemical and mineralogical evaluation: (1) A real extent, (2) an appropriate thickness (3) good total organic carbon content (TOC), (4) Kerogen type, (5) convenient thermal maturity degree, (6) suitable mineralogical association (7) Porosity (8) type of hydrocarbon (9) possible production mechanisms and (10) barriers to economic production. In the present study we faced most of the issues cited below, that’s why most of the study was carried on using the wireline logging modeling. The specific goals to achieve using logs analysis are mainly to determine the total organic content, kerogen type, maturity level, created porosity by TOC transformation, mineralogical association and Gas Content.
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What is the evidence for subduction in the Caribbean margin of Colombia?
Authors Eduardo A. Rossello and Stephen P.J. CosseyIn recent years, there has been a growing interest in the origin and evolution of the Colombian Caribbean Margin (CMC) by both academia and the petroleum industry. Conflicting hypotheses have emerged of the regional tectonic context and nature of the boundary of the Caribbean and South American plates. Many authors describe the subduction of the Caribbean plate under the South American plate with sutures and other related tectonic phenomena, such as the subsequent development of an accretionary prism. However, there is no clear surface morphological evidence such as a trench or onshore mountains to support this hypothesis. Nor is there any subsurface evidence such as a magmatic arc or dipping seismicity that is typically seen in other known subduction margins (e.g. Chile-Peru, Indonesia, Aleutians, etc).
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Interpretación sísmica estructural y definición de prospectos en la Cuenca Chocó (Sub-cuenca San Juan), Colombia
Authors Marlene Bonilla, Crelia Padrón, Angie Bermúdez, Christian Peńafort and Carlos CuartasEl presente trabajo muestra los resultados de la interpretación estructural de 368.1 km de sísmica 2D, integrada con el mapa de geología de superficie (escala 1:500.000) e información del pozo estratigráfico ANH-Chocó-1-ST-P perforado por la ANH recientemente en la Sub-cuenca San Juan, para la identificación de nuevas oportunidades exploratorias en la Cuenca Chocó. La Cuenca Chocó es una cuenca ante-arco desarrollada por pulsos tectónicos del Cretácico tardío, Eoceno temprano y Mioceno tardío. En la Sub-cuenca Atrato, se identificó una familia de fallas invertidas positivamente y una deformación asociada a diapirismo de lodo, dentro de las unidades eocenas y oligocenas. Dentro de la Zona Deformada de Istmina (Sistema de Fallas de San Juan), se identificaron tres (3) familias de fallas principales: Río Pepe, Dipurdú de los Indios y San Juan; todas de tipo inverso de alto ángulo. La Sub-Cuenca San Juan se desarrolla bajo un sistema transpresivo controlado por la transcurrencia dextral relativa entre el Sistema de Fallas de San Juan (al oeste) y el Sistema de Fallas de Garrapatas (al este). En la Sub-cuenca San Juan se identificaron tres (3) prospectos asociados a trampas estructurales. El nivel estratigráfico de interés para los tres (3) casos corresponde al nivel de la base del Eoceno, posiblemente Fm. Iró, de sedimentos depositados en un ambiente de plataforma carbonática.
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Estructura del Flanco Oriental de la Cordillera Oriental de Colombia: Comportamiento del Orógeno e implicaciones en la prospectividad del Piedemonte
Authors Martin Cortés, Wilmer Espitia and German BayonaSecciones estructurales seriadas del flanco oriental de la Cordillera Oriental de Colombia permitieron cuantificar sistemáticamente el acortamiento y sugerir que el frente de deformación se comporta como una zona de transferencia de una cadena de plegamiento y fallamiento. En este esquema estructural los acortamientos sugieren que la fallas frontales principales se relevan y compensan a lo largo del frente de cabalgamiento y el acortamiento tiende a aumentar hacia el norte. Se pudieron definir tres sectores estructurales para el piedemonte, uno sur, uno central y uno norte. Entre el sur y el central el acortamiento del piedemonte disminuye drásticamente, probablemente por la presencia de una falla transversal de dirección aproximada E-W que permitió la acumulación de una secuencia más espesa de Cretáceo Inferior. En el sector norte del piedemonte el acortamiento aumenta drásticamente, los niveles de despague lateralmente cambian de la sección Oligocena de la Fm. Carbonera Inferior, a los niveles de la Fm. León del Mioceno. Lo anterior permite que la parte centro-norte del Piedemonte presente repeticiones múltiples de escamas imbricadas de la sección Cretáceo Superior-Eoceno en zonas triangulares. En contraste a lo anterior, el acortamiento al sur tiene rampas de bajo ángulo que involucran a la sección completa del Cretáceo permitiendo estructuras amplias que involucran basamento.
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Modelo desacoplado para prediccion del arenamiento en yacimientos de crudo pesado y extra-pesado
Authors Laura Alvarez, Alejandra Arbelaez and Guillermo AlzateLa producción de arena es uno de los problemas más comunes en la explotación de yacimientos de crudo pesado, la predicción y prevención del arenamiento es actualmente un caso de estudio, que necesita varias modelamientos para acoplar todos los fenómenos asociados a este. Una forma de predecir el arenamiento de un yacimiento de crudo pesado, es la que se describe en este artículo, realizando un estudio por tres etapas básicas, permitiendo que cada resultado obtenido brinde una aproximación inicial y luego compararlos. Se calcula primero el criterio de falla para la producción de arena, luego se estudia el cambio de la propiedad mecánica conocida como cohesión a lo largo de la llamada banda de debilitamiento, la cual es la zona expuesta a las fuerzas fricciónales del fluido sobre la roca y por último el estudio del modelo reológico asociado a un crudo pesado, que permitirá conocer el esfuerzo de cizalla del fluido sobre la pared de la roca. El estudio realizado es totalmente desacoplado, permitiendo la independencia de fenómenos que trabaja cada método, pero es una aproximación real y certera de lo que sucede en el yacimiento.
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Aproximación a la proveniencia sedimentaria de unidades Paleógenas de la Cordillera Oriental mediante el uso de minerales pesados
El análisis de minerales pesados es una herramienta de proveniencia que puede ser aplicada para correlación estratigráfica regional de reservorios y análisis de relleno de cuencas. En este estudio integramos el análisis sistemático de minerales pesados realizado en 10 localidades (66 muestras) distribuidas en rocas del Maastrichtiano-Cenozoico (70-23 Ma) aflorantes en los piedemontes y zona axial de la Cordillera Oriental de Colombia. El objetivo es establecer un patrón de distribución temporal y espacial de los minerales pesados de acuerdo a su estabilidad química (ultraestables, estables, inestables y moscovita), y determinar la asociación de minerales pesados de las diferentes áreas fuente propuestas y si hay una asociación de minerales pesados que permita correlacionar unidades reservorio entre cuencas sinorogénicas. El piedemonte occidental presenta minerales ultraestables y estables entre 70 y 37 Ma, e inestables se incrementan notoriamente entre 37 y 23 Ma. En la zona axial existe un dominio de ultraestables, los inestables están presentes en la sección más sur, y la moscovita domina hacia el norte. En el piedemonte Oriental dominan los minerales ultraestables entre 72 y 49 Ma. En este estudio se reporta un registro de minerales inestables en todas las localidades asociado con poblaciones de circones volcánicos del Paleoceno Superior-Eoceno Inferior. La asociación de minerales pesados suministra información de la composición en las áreas fuentes. Para el dominio occidental, el cambio de ultraestables-estables a inestables esta relacionada con cambios en tipo de rocas ígneas expuestas en la Cordillera Central. En el dominio oriental, la abundancia de ultraestables y el cambio abrupto a inestables podría estar relacionados a aporte de detritos de origen cratónico (i.e., retrabajamiento de cobertera sedimentaria Cretácica) y/o altos de basamento cercanos con influencia volcánica intraplaca. Las heterogeneidades reportadas en la zona axial incluyen retrabajamiento de cobertera sedimentaria, más la mezcla de detritos procedentes de las fuentes distales (Cordillera Central), incluyendo material volcánico, y acumulación abundante de micas por procesos hidráulicos.
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Importancia y aplicación de un protocolo en el manejo preservacion y transporte de nucleos de perforación
Authors Buendia Lombana Hernando, Leon Ariza and Nicolas Santos SantosEl objetivo fundamental de los análisis de núcleos es el de obtener datos representativos de las propiedades de rocas en yacimientos in situ. El corazonamiento, manejo y preservación deben realizarse de tal manera para prevenir tanto la pérdida de fluidos intersticiales como la contaminación con fluidos extraños. Los análisis de núcleos continúa siendo hoy en día, la piedra angular sobre la que descansa la evaluación de formaciones en su conjunto, ya que proporciona información relevante, cuya obtención no es posible por ningún otro medio. De esta forma, las determinaciones de las propiedades petrofísicas en el laboratorio de los nucleas de perforación, ofrecen los medios más directos y tangibles para determinar los parámetros críticos del yacimiento. Los datos acerca de las propiedades de las rocas que se obtienen mediante el análisis de núcleos, son utilizados principalmente para dos aplicaciones. Calibración de registros de pozos “Registros Eléctricos”, servir como fuente de información para los modelos petrofísicos y geológicos. Es por esto que mediante la utilización de un Protocolo en el Manejo, Preservación y Transporte de núcleos de perforación se obtendrán, resultados de pruebas en el laboratorio, que proporcionarían datos representativos y que pueden disminuir riesgos económicos y mejorar la toma de decisiones.
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Evaluación de los parámetros de corazonamiento de los pozos estratigráficos tipo slimhole en la cuenca cauca-patía
Authors Leon Emiliano Ariza, Nicolas Santos Santos and Angulo PerezLa tecnología Slim hole es una nueva opción aplicada en la exploración de hidrocarburos. Se considera un pozo Slim hole donde el 90% o más de su longitud es perforado con brocas de diámetro inferior a 7”. Este tipo de pozos presenta ventajas respecto a los métodos convencionales tales como reducción de costos (equipos, brocas, lodo, personal) y disminución del impacto ambiental (residuos, ruido, emisión de gases). Una de sus aplicaciones es el corazonamiento continuo en la industria minera y en pozos estratigráficos en la industria petrolera. El corazonamiento con wireline (cable) consiste en un tubo interno, el cual posee un sistema de enganche que atrapa al núcleo en su parte inferior y superior, acopla con el tubo externo por medio de una cabeza especial y a su vez se enrosca una broca para corazonamiento en la parte inferior del tubo externo de acuerdo al tipo de formación que se esté atravesando. El avance en la tasa de corazonamiento depende en gran parte de los parámetros operacionales tales como peso sobre la broca, RPM (revoluciones por minuto) y el caudal de flujo, cuyos valores están relacionados con el tipo de litología. En el presente trabajo se evalúan los parámetros mencionados utilizados durante el corazonamiento de los pozos utilizando la tecnología slim hole con wireline, en la Cuenca Cauca-Patía realizado recientemente por la Universidad Industrial de Santander para la Agencia Nacional de hidrocarburos (ANH) con un alto porcentaje de recuperación de muestra.
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Potencial Adicional De La Formacion Tetuán En El Campo Tenay
Authors Carlos Andrés Duque, Ricardo Gomez, Tatiana Cabrejo, Crispin Fonseca and Jeron GarciaLa Formación Tetuán ha sido probada exitosamete como productora de hidrocarburos en el Valle Superior del Magdalena, específicamente en la Subcuenca de Neiva con el pozo Dina-1, ubicado en lo que hoy corresponde al campo Tenay, fue perforado en 1961 por International Petroleum (Colombia) Limited y del cual se cuantificaron 970 bopd de hidrocarburos de 32° API en los DST’s realizados. En el Campo San Francisco, descubierto en 1985 por Hocol, se han producido 3.05 Mbls provenientes del sistema matriz-fracturas de la Fm. Tetuán, iniciando producción desde 1993 con el pozo SF-114 y habiendo completado 27 pozos en dicha unidad. Hacia el sur de la SubCuenca de Neiva, en asociación con Ecopetrol, compañías operadoras del área han probado producción en areniscas calcáreas a la base del Grupo Villeta, correlacionables con la Fm. Tetuán. Hacia el norte de la cuenca del VSM (Subcuenca de Girardot), la compañía Hocol perforó en 2007 el pozo Pacande Sur-2, del cual se obtuvo caudal inicial de 800 bopd de la Formación Tetuán y de los niveles calcáreos de la Unidad Caballos Medio. Estas evidencias denotan la importancia de la unidad como objetivo de producción en el área. La Formación “Calizas de Tetuán” fue probada en el campo Tenay en el pozo Tenay-11ST (perforado en 2008 por Ecopetrol), el cual alcanzó una producción de hidrocarburos de 258 bopd de 34 °API, viscosidad de 0.789 cp mientras se perforaba buscando la Formación Caballos, objetivo principal del campo. En 2010-2011 Ecopetrol adelantó la caracterización del sistema fracturado de la Fm. Tetuán en el campo Tenay con el propósito de tener una primera aproximación al entrendimiento del yacimiento. Los inmadurez de la roca, la caída de producción de petróleo posterior a un pico inicial acompañado de un aumento del corte de agua hasta valores mayores al 90%, la imposibilidad técnica de llevar a cabo pruebas de laboratorio en tapones para realizar pruebas que verifiquen el aporte de la matriz debido a sus bajísimias propiedades petrofísicas, son entre otros, las razones para ubicar el aporte de hidrocarburos proveniente de un típico yacimiento naturalmente fracturado. Sin embargo, la información analizada permitió adelantar una sensibilización a la variación del exponente de cementación y la densida de la rmatriz de la roca como indicador de intensidad de fracturamiento, permitiendo incluir las facies Mudstone en el cálculo volumétrico, considerando un leve aporte en un sistema dual matriz-fractura en un escenario optimista, lo cual plantea la necesidad de diseñar planes de desarrollo que incluyan necesariamente el fracturamiento de las zonas potenciales y la adquisición de información para avanzar en el drenaje del yacimiento, abriendo la posibilidad de aprovechar un potencial adicional como objetivo secundario a nivel de campo, el cual en caso de éxito, se podría perfilar a nivel de otras Formaciones del Grupo Villeta en los activos que tiene la Empresa en la Cuenca.
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Clays diagenesis and fluid migration, new information for a 3D modeling of fluid circulation in the Llanos Basin of Colombia
The increasing of hydrocarbon production in the Llanos Basin of Colombia (LBC) confirms that its petroleum system is rather well understood, however, question marks remain concerning the fluid migration pathways and the large water/oil ratio within the producting fields. To have a better understanding of the water origin and of the fluid circulation, formation water have been sampled and analysed. The low salinity values of the formation waters (sampled in the hydrocarbon producing wells) were historically interpreted as the result of a dilution of the saline connate waters with the fresh meteoric waters. New analytical data of stable isotopes, measured on rivers and formation waters, allow us to highlight areas where indeed meteoric waters infiltrate within the basin. However the stable isotopic data (dD, d18O) suggest a third source of water in the north-westward deepest part of the LCB. We link it with the diagenetic evolution of the clay minerals; indeed the LCB infilling is for a large part shally and the smectite – illite transition release fresh water (Gonzalez et al., 2011). XRD and CEC data acquired on six wells confirm the occurrence of this transformation in the LBC over the last couple of Myr and allow us to propose a kinetic reaction for since transformation taken into account the thermal evolution already calibrated in the nuemericla model. The quantity of water due to this dehydration is far to be negligible. Finally, to check the consistency of the data, 3D basin modeling of formation fluid circulation in the LBC were carried out taking into account the water expelled by clays diagenesis as well as the meteoric water infiltration. The model allows us to predict the ratio of mixing between the waters of various origins.
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Sistemas de información geográfica para la etapa previa al diseńo de líneas sísmicas
Authors Marvick Ruiz and Luis L. CastilloLa exploración de hidrocarburos convencionalmente es realizada mediante análisis geológicos y geofísicos utilizando para ello trabajo de campo, levantamientos geológicos y métodos potenciales, sísmicos, entre otros. Este trabajo de investigación se ha basado en la definición de áreas potenciales para la exploración utilizando como metodología el análisis espacial con sistemas de información geográfica e incorporando otras posibilidades en la prospección de hidrocarburos. Esta implementación metodológica permite la posibilidad de la toma de decisiones direccionada hacia el posible diseńo de la adquisición sísmica, considerando parámetros geofísicos, geológicos, geomorfológicos, ambientales y culturales, poco considerados. Así se da un mejor entendimiento del trazado en superficie, útil para la prospección de hidrocarburos, minería, aguas, etc. En este sentido, se ha indagado en la localización de aquellos lugares donde se pueden trazar nuevas líneas sísmicas 2D para Colombia, que no redunden en la información anteriormente adquirida y además se encuentren en áreas con alta posibilidad en la exploración y que restrinja el grado de incertidumbre en el momento de localizar y trazar las líneas sísmicas a partir de la cualificación y cuantificación de criterios establecida por expertos. El marco sobre el cual se desarrolla la metodología es la evaluación multicriterio dentro de la toma de decisiones, entendida como la elección entre diversas alternativas comprendida como la elección de lo mejor entre lo posible. Estas alternativas surgen de la estimación de criterios o variables caracterizados por la capacidad de mejorar, reducir o limitar dicha variable dentro del proceso de valoración de las alternativas para la decisión.
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Estratigrafía De Secuencias y Evolución De Depósitos Recientes En El Delta Del Patía
Authors Marvick Ruiz and Luis L. CastilloEstudios análogos han permitido el entendimiento de diferentes rasgos geomorfológicos del subsuelo, con lo cual ha sido posible establecer similitudes en depósitos profundos y de interés para la industria petrolera. En este trabajo se pretende establecer una interpretación donde se combinen herramientas como la estratigrafía de secuencias basada en la interpretación y análisis de imágenes históricas (1875-1924) e imágenes de satélite y fotografías aéreas (1962-2007), que son integradas mediante un enfoque de estratigrafía de secuencias. El análisis de las imágenes históricas y de satélite para los Depósitos del Reciente involucran tres etapas: el primer análisis se basa en indicadores que evidencian la estabilización de los depósitos recientes (imágenes de 1962 a 2007) y la delimitación de los sedimentos no consolidados, la segunda se basa en la delimitación de las masas de agua, por ejemplo ríos, canales, etc., esto para la separación de los depósitos sedimentarios; y el tercero se centra en la observación y análisis geomorfológico teniendo en cuenta la deposición, erosión y la acumulación de sedimentos en función de cada imagen analizada. El Delta del Patía, como modelo análogo, es reconocido por presentar una serie de rasgos geomorfológicos: ríos distributarios, islas barrera, barras, etc., asociados a depósitos que varían su disposición y pueden ser asociados a la interacción de los cambios de nivel de base del Rio Patía y la influencia marina, considerando además el aporte de sedimentos. Con ello la Estratigrafía de secuencias comprende una herramienta que puede ser utilizada en el entendimiento de depósitos recientes, que a su vez se sirven para correlacionar ambientes con depósitos antiguos encontrados a kilómetros de profundidad.
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El carbňn primer generador de divisas en los proximos 30 ańos, luego la formacion los cuervos seria la primera unidad litoestratigrafica en producir dolares para colombia
Authors Cuellar Rodriguez and V. JairoBasados en las estadísticas de la Cámara Colombiana del Petróleo y del MMEUPME, se puede pronosticar para Diciembre de 2021, que Colombia podrá exportar unos 575.000 barriles diarios de petróleo que significa un aumento promedio anual del 7% durante los 10 años evaluados, representando un acumulado para la siguiente década de unos 200.750 millones de dólares en divisas. A la vez, el carbón térmico posible de exportar en la próxima década serian unas 2.298 millones de toneladas que representan a precios de hoy, unas divisas acumuladas de 241.290 millones de dólares. Luego para Diciembre de 2016, según este análisis y pronósticos, las exportaciones de petróleo significan unas divisas de 20.520 millones de dólares; mientras que, del carbón térmico se obtendrían del orden de 22.680 millones de dólares, superando el carbón al petróleo, en la generación de divisas para Colombia, salvo que en los próximos años se descubra un campo gigante o más de dos campos grandes de petróleo en Colombia. Dentro de las unidades litoestratigràficas que producen carbón de exportación durante los próximos 30 años, la primera será la Formación Los Cuervos con un 59,87 %, mientras que en segundo lugar estaría la Formación Cerrejón con un 30,85%; lo que permite resaltar la importancia tècnico-cientìfica y económica de la Formación Los Cuervos, por lo cual se debe profundizar los estudios de esta formación. En consecuencia, la exportación del carbón, del petróleo y de la energía eléctrica son y serán lideres en la generación de divisas, representando más del 8% del PIB, lo que permite proponer la creación de la “Confederación de Carboneros y Petroleros”, que a semejanza de la Federación de Cafeteros, pueda organizar, conseguir recursos y desarrollar las labores sociales, que las áreas de influencia lo requieren; en un comienzo, financiada con el 5% de la regalías que genera la exportación del carbón, el petróleo y de la energía eléctrica.
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MODELO SEDIMENTOLOGICO 3-D DE LA FORMACION CIENAGA DE ORO “ICNOLOGÍA, ESTRUCTURAS SEDIMENTARIAS Y HERRAMIENTAS NO CONVENCIONALES APLICADAS AL ANÁLISIS DE FACIES Y DEFINICIÓN DEL AMBIENTE DE DEPOSITACIÓN”
Authors Gabriel Mendoza, Gina Rincón, Freddy Nińo and Pedro GómezLas trazas fósiles son estructuras biológicas que comprenden excavaciones, pistas, huellas, perforaciones y otras estructuras de locomoción, alimentación o vivienda que registran el comportamiento de los organismos productores en respuesta a las condiciones ambientales dominantes, estas proporcionan información complementaria para el análisis del registro estratigráfico en el momento de la determinación de ambientes de depositación junto con las estructuras sedimentarias primarias generadas simultáneamente al depósito de los sedimentos. En este estudio se realiza un análisis facial, proponiéndose un modelo sedimentológico para un sector de la parte media de la Formación Ciénaga de Oro del Cinturón de San Jacinto en una sección del departamento de Córdoba, a partir de la descripción detallada de 20 columnas estratigráficas (escala 1:10) levantadas en la sección el Arenal. La Formación Ciénaga de Oro en este afloramiento es predominantemente arenosa y presenta una alternancia de areniscas de grano fino a conglomeráticas, limolitas intensamente bioturbadas, shales grises y carbonosos de edad Oligoceno – Mioceno temprano, las asociaciones faciales documentan ambientes que van desde shoreface superior a foreshore. Los resultados de los análisis sedimentológicos y estratigráficos se muestran en un modelo 3D el cual es una herramienta importante en el estudio de estos sedimentos como roca reservorio de importancia en el norte de Colombia.
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Validating Water Saturation Calculations from Log Data with Capillary Pressure Measurements using 3D Geocellular Models
Authors Jaime Vargas and Jaime MuńozAccuracy in reserves calculation is one of the most important requirements at any stage of the life of a hydrocarbon field. Moreover, one of the most important elements in reserves calculation (as well as one of the most uncertain) is the calculation of water saturation and its extrapolation away from the wells. Traditionally, workflows for water saturation interpretation for 3D geological models are based uniquely in water saturation measurements from log data using the Archie Equation. These techniques although proven in several fields around the world, are heavily affected by the mineralogical content of the rock, porosity, permeability cementation, saturation exponents, etc. Two examples are shown in this paper. The first one presents exactly this problem due to the presence of metamorphic fragments in the reservoir rock. The log response to these fragments affects the water saturation radically, by showing very high saturations where DST tests shown high gas production. The second example shows how this technique could be effective even if the data is scarce. The methodology described in this paper uses capillary pressure data in conjunction with log data to reconcile the water saturation values both at the well locations and between them. However, when comparing water saturation from these two different methods, a direct comparison is very cumbersome and could be misleading. The use of Leverett J(S) correlated functions (Leverett, 1941) are use to overcome this problem. The method is based in cloud transform fitting instead of the traditional curve fitting described by Gomez-Zuluaga (2003) and honors the data points without introducing any statistical deviation. This paper describes the process followed by Chevron Petroleum Company to evaluate and populate water saturation away from the wells in a 3D geological model. The methodology has proven to deliver trustful results and can be applied to any field with log data and basic capillary pressure measurements.
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Evaluación De Los Incrementos De Reservas En Colombia Durante El Siglo XXI – Una Perspectiva Basada En El Análisis De Plays
Authors Luis Ernesto Ardila, Cesar Mora, Juan Guarín, Claudia posada and Pedro ParraA pesar del aumento considerable en la actividad exploratoria en Colombia en los últimos diez años, las reservas añadidas están por debajo de la expectativa. La actual “bonanza petrolera” está más asociada con el incremento en la producción que con nuevos descubrimientos. El análisis de la distribución de reservas descubiertas en Colombia durante el Siglo XX demuestra que más del 80% de ellas resultan de la exploración de seis tipos de plays principales; pliegues asociados a fallas (La Cira-Infantas), cinturones de cabalgamiento (Cusiana-Cupiagua), cierres contra fallas de rumbo (Caño Limón), play estructural en fallas antitéticas del sector del Casanare (Llanos), play de las estructuras de inversión con componente de rumbo tanto expresado por estructuras en flor y anticlinales asimétricos fallados como son los campos de Apiay y Castilla en los Llanos y los campos Acaé, Loro y Hormiga en la Cuenca del Putumayo, y entrampamientos estratigráficos/combinados (Campo Rubiales). El campo Guando, ubicado en la cuenca Valle Superior del Magdalena, fue el último descubrimiento con reservas mayores a 150 MBO en Colombia, cifra hasta ahora no alcanzada por un nuevo descubrimiento. La evaluación de los pozos A-3 perforados en el país durante los últimos 10 años, indica que la actividad exploratoria continúa concentrada en el mismo tipo de plays y que más del 90% de los campos descubiertos tienen reservas menores a 20 MBO. Es urgente entender la extensión y características de los plays ya conocidos y definir nuevos plays tanto en cuencas maduras como emergentes y de frontera. Esta será la única forma de añadir nuevos descubrimientos con reservas comparables a las alcanzadas en los años 80-90. Para lograr esta meta, será necesario delimitar cuidadosamente los play fairways, para cada una de las cuencas “onshore” y extender el esfuerzo exploratorio a las cuencas “offshore” empleando el Análisis de Play Fairways (PFA).
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Modelos para la Migración Sísmica: Casos históricos
Authors Marcelo Koremblit and Jorge Sanchez LittauActualmente la Migración Pre-Stack genera la imagen final del procesamiento sísmico, por lo que se le exige un gran nivel de precisión y exactitud. Sin embargo presenta una falta de unicidad en sus resultados que obliga a restringir los modelos de velocidad posibles para generar la migración. Un modelo muy simple, supone capas paralelas de velocidad constante en tiempo y se usa para el proceso llamado Migración Pre-Stack en Tiempo (PSTM). Modelos más complejos se usan en la Migración Pre-Stack en Profundidad (PSDM). Estos pueden obtenerse a partir de un campo de velocidades arbitrario, como el que se genera para el Stack, pero los resultados pueden no corresponderse con la geología esperable del subsuelo. En el presente trabajo, se discuten algunos casos de modelos deterministas, donde se restringen a-priori las posibles características del mismo, de acuerdo a los conocimientos geológico-geofísicos del área. Estos conducen a una imagen sísmica de mejor calidad, en cuanto a la continuidad y definición de los reflectores. En los ejemplos se muestran resultados para una variedad de estructuras: zonas de llanura, cańones marinos, faja plegada, etc.
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Implementación del dominio del CROSS SPREAD en procesamiento sísmico 3D en cuencas colombianas
Authors John Mora and Mauricio RochaDentro del procesamiento convencional 3D que se hace en Colombia, y en general en todo el mundo lo mas común es trabajar en el dominio del CPD, para realizar otros procesamientos preapilado también es muy frecuente usar el domino del disparo o el de los planos de OFFSET. En este trabajo se propone una nueva metodología donde se usa el dominio del CROSS SPREAD, el cual es el dominio de las trazas que tienen en común el cruce de una Línea de disparos (SLINE) con una línea de receptores (RLINE) determinadas, principalmente en secuencias de atenuación de ruido coherente, aplicación de filtros FK y migración. Se compara esta metodología con las tradicionales ya mencionadas mostrando sus ventajas y desventajas en datos de cuencas Colombianas. Para llevar a cabo este tipo de procesamiento se usa el Software Promax 5000.
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Ecopetrol's approach to appraise risks associated to the Petroleum System Elements in Offshore Exploration in Colombia
Authors V. Ramirez, E. Velasquez, O. Moreno and F. MalagónColombian offshore Caribbean is a classical exploratory frontier, with available information in the level of more than 60000 km of 2D and 15000 km2 of 3D seismic, and a total of less than 40 wildcat wells. In fact, only one drilling location in recent years (Araza-1) has taken advantage of new millennium seismic vintages that include the total of 3D data and that amount up to 15000 km of 2D seismic. During the past decade, Ecopetrol and its partners has acquired, interpreted and analyzed data to systematically understand and lower the uncertainties related to basin evolution and every element and process of each petroleum system in the region. Regarding source rock, Ecopetrol and other offshore operators have acquired several campaigns of piston coring, oil slick and high resolution geochemistry. All these data allowed us to support the presence of several petroleum systems active in the Caribbean Basin, with strong contribution of thermogenic hydrocarbons, and strong evidences oil prone potential. After in-house paleogeographic analyses, 3D seismic geomorphology interpretation and seismic attributes have been integrated, reservoir and seal sedimentary facies are now better understood Trap subsurface characterization and interpretation have benefitted from improved mapping of 2D and 3D seismic, and imaging of stratigraphic trap is evolving as more resolution is available from modern seimic acquisition parameters. Basin evolution and burial history are now regularly modeled and simulated in 2D and 3D dimensions, allowing migration and timing processes to be better constrained. With this approach, the several plays identified in the basin, both structural and stratigraphic, are more robustly supported, allowing Ecopetrol and its partners to commit to expensive deep water drilling campaigns from 2012 to 2015.
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