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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 - 150 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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