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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
151 - 184 of 184 results
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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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