INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA CIENCIAS DE LA TIERRA

UNIDAD TICOMAN

INTERPRETACIÓN SÍSMICA DE UN CUBO 3D TERRESTRE EN EL

SURESTE DE MÉXICO

T E S I S

PARA OBTENER EL TITULO DE:

INGENIERO GEOFÍSICO

P R E S E N T A :

SAMANTHA BEATRIZ RIOS DELGADO

MÉXICO, D.F. Mayo 2010

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ÍNDICE

RESUMEN ......................................................................................................................................... 3

ABSTRACT…………………………………………………………………………………………………..4

CAPITULO I INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 5

1.1 OBJETIVO. ................................................................................................................................... 6 1.2 METODOLOGÍA DE TRABAJO. ..................................................................................................... 6

CAPÍTULO II MARCO GEOLÓGICO ................................................................................................ 8

MARCO GEOLÓGICO REGIONAL ........................................................................................................ 8 MARCO GEOLÓGICO LOCAL ............................................................................................................. 10 2.1 LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................... 10

2.1.1 Descripción del campo .......................................................................................................... 11 2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL .......................................................................................................... 11 2.3 ESTRATIGRAFÍA.............................................................................................................................. 13

2.3.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. .................................................................................... 13 2.3.2 Jurásico Superior Tithoniano. ............................................................................................. 13 2.3.3 Cretácico Inferior..................................................................................................................... 13 2.3.4 Cretácico Superior .................................................................................................................. 13

2.4 EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LAS CUENCAS DEL SURESTE. ............................................ 19 2.4.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. .................................................................................... 19 2.4.2 Jurásico Superior Tithoniano. ............................................................................................. 20 2.4.3 Cretácico Inferior..................................................................................................................... 20 2.4.4 Cretácico Superior. ................................................................................................................. 20 2.4.5 Terciario ..................................................................................................................................... 21

2.5. GEOLOGÍA DE YACIMIENTOS .................................................................................................... 23 2.5.1. Rocas generadoras. .............................................................................................................. 23 2.5.2. Rocas almacenadoras. ......................................................................................................... 24 2.5.3. Roca sello. ............................................................................................................................... 24 2.5.4. Trampas asociadas al potencial de Hc´s. ........................................................................ 25 2.5.5. Productividad de los yacimientos. .................................................................................... 25

CAPITULO III MARCO GEOFÍSICO. .............................................................................................. 26

3.1. PROSPECCIÓN SISMOLÓGICA .................................................................................................. 26 3.1.1 Adquisición Sísmica 3-D ....................................................................................................... 26 3.1.2 Procesado de Datos Sísmicos ............................................................................................. 34 3.1.3 Atributos Sísmicos ................................................................................................................. 35 3.1.4 Curvas T-Z ................................................................................................................................. 39

3.2 REGISTROS GEOFÍSICOS ............................................................................................................. 42 3.2.1. Perforación de Pozos ............................................................................................................ 43 3.2.2 Tipos de Registros Geofísicos ............................................................................................ 43

3.2.1.1 Tipos de herramientas ................................................................................................................... 44 3.2.3 Registros Nucleares ............................................................................................................... 45

3.2.3.1 Registro de Neutrón Compensado .............................................................................................. 45 3.2.3.2 Registro de Litodensidad Compensado. ................................................................................... 46 3.2.3.3 Registro de Rayos Gamma ............................................................................................................ 46

3.2.4 Registros Acústicos. .............................................................................................................. 47 3.2.4.1 Registro Sónico ................................................................................................................................ 47

3.2.5 Registros de Resistividad ..................................................................................................... 47 3.2.5.1 Profundo ............................................................................................................................................ 48 3.2.5.2 Somero ............................................................................................................................................. 48

3.2.6 Programa de Registros .......................................................................................................... 49 3.2.6.1 Selección de los registros apropiados ....................................................................................... 49 3.2.6.2 Control de calidad de los registros ............................................................................................. 50

3.2.7. El Proceso de Interpretación. ............................................................................................. 50 3.2.7.1 Volumen de Arcilla. ......................................................................................................................... 51 3.2.7.2. Mineralogía Compleja. ................................................................................................................... 51 3.2.7.3. Porosidad. ........................................................................................................................................ 53

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3.2.7.4 Saturación de Agua. ........................................................................................................................ 53 3.2.7.5. Permeabilidad Intrínseca .............................................................................................................. 54

CAPITULO IV INTERPRETACIÓN ................................................................................................. 56

4.1 INTERPRETACIÓN Y RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS ................................................................................................................................................ 56 4.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICO ESTRUCTURAL .......................................................................... 76

4.2.1 Modelo de fallas ....................................................................................................................... 76 4.2.2 Interpretación y Configuración de Horizontes (unidades litoestratigráficas) ........ 80

4.2.2.1 Cretácico Superior ........................................................................................................................... 81 4.2.2.2 Cretácico Superior San Felipe ...................................................................................................... 82 4.2.2.3 Cretácico Superior Agua Nueva ................................................................................................... 83 4.2.2.4 Cretácico Inferior ............................................................................................................................. 84 4.2.2.5 Jurásico Superior Thitoniano ....................................................................................................... 86 4.2.2.6 Jurásico Superior Kinmeridgiano ................................................................................................ 87

CONCLUSIONES ............................................................................................................................ 89

Bibliografía...................................................................................................................................... 90

Índice de Figuras ............................................................................................................................ 91

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RESUMEN

El presente proyecto es el resultado final del conocimiento, estudio, familiarización y práctica con los softwares Petrel® e Interpetrophysics® (marcas registradas de la compañía Schlumberger) y Mesa® ( marca registrada de la compañía GMG), además del software Interpetrophysics® (utilizado para cargar los datos), para interpretar e integrar datos obtenidos en campo (registros geofísicos con datos sísmicos y datos geológicos) Se realizó un análisis de los registros geofísicos utilizando los softwares antes mencionados, además de realizar una calibración de estos datos con los datos sísmicos para encontrar las profundidades donde se hallan los horizontes de interés y poder darles seguimiento. Se han localizado también fallas con ayuda de las ventanas 2D, realizando después un mallado de fallas para poder analizarlas en el cubo sísmico, aplicando algunos atributos sísmicos con la finalidad de visualizar más fácilmente las fallas. Utilizando ventanas 2D y 3D se da un seguimiento de los horizontes a través de líneas inline y crossline. Una vez evaluadas las propiedades petrofísicas utilizando los registros geofísicos tomados y auxiliándose con los softwares se hizo una interpretación de datos para determinar las estructuras que hay en el campo estudiado, sus características geológicas para tratar de conocer el comportamiento que tienen, además de conocer la relación de las propiedades que nos interesan como son la porosidad, la permeabilidad y la cantidad y tipo de fluido que contienen estos yacimientos. A continuación se han hecho secciones de pozo y una descripción de las zonas halladas en cada pozo. Después se realizó una interpretación sísmico estructural que dio un marco geométrico de las unidades encontradas, dando un modelo confiable de cómo se encuentra el subsuelo. El análisis de las secciones se hizo en tiempo. Finalmente se obtienen las conclusiones acerca de las formaciones que funcionan como rocas generadoras, almacenadoras y sello.

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ABSTRACT

This Project is the final result from studying and working with the Petrel®, Interpetrophysics®, Mesa®, and Interpetrophysics softwares in order to make an interpretation and integration of the obtained well logging, seismic and geological data. An analysis from the well logging data has been made, using the previous mentioned softwares, and this data has been calibrated with the seismic data so it is possible to find the depths of the interesting horizons for us, and then continue with their study. Different fault systems have been located, thanks to 2D windows, and then a grid of the faults has been made, for making possible analyze them in the seismic cube, not without applying some seismic attributes to visualize them in an easier way. Using 2D and 3D windows it is possible to continue picking up the horizons trough inlines and crosslines. Once the petrophysical properties have been evaluated using the well logging data and helping us with the other softwares, it has been made an interpretation in order to get an image of the structures of the studied field, their geological characteristics to try to predict the layers behavior and to know the relation between the propierties that we already know ant the kind and quantity of the fluids that we are interested to, and that can be possible hydrocarbon indicators. Then well sections have been made and a description of the different zones found in each well. After this an interpretation seismic-structural give us a geometric idea of the defined structures, giving a very reliable model of the real shape of the soil. The analysis has been made in time. Finally the conclusions are made establishing which of all those layers are acting like generating, keeping and sealing rocks.

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CAPITULO I INTRODUCCIÓN Este trabajo muestra la utilidad de la integración de datos sísmicos y registros geofísicos en determinada zona estudiada. El proceso de interpretar datos consiste en transformar o traducir mediciones que se realizan en la superficie de la Tierra a modelos o imágenes en el subsuelo que representen las propiedades físicas de las rocas. La interpretación de los registros geofísicos consiste en que a partir de las curvas contenidas en los registros se calcula: la porosidad efectiva, la saturación de agua, la mineralogía y la permeabilidad. Los resultados de dicha interpretación son un ejemplo práctico de la aplicación de diversas técnicas interpretativas para lograr la integración de datos sísmicos y registros geofísicos. A partir de los datos obtenidos del levantamiento sísmico y los registros, se presenta una interpretación cualitativa de carácter regional de la Zona Estudiada, teniendo como objetivo delimitar los horizontes, así como los planos de falla, estableciendo para esto una correlación entre los datos sísmicos y de pozos. En el análisis realizado por medio de la correlación, el resultado es poder determinar la respuesta sísmica en términos de conceptos geológicos, observando en su mayoría estructuras con rumbo y al mismo tiempo zonas de fallamiento. La interpretación realizada a lo largo de este trabajo abre un panorama más amplio en relación a los métodos geofísicos y la geología. La información sísmica y de registros geofísicos existentes provienen de principios de los años 80s, fecha en la cual se empezó a desarrollar el campo y los modelos existentes que se encuentran en 2 dimensiones. Con el avance de la tecnología, hoy en día es posible desarrollar modelos tridimensionales a partir de estos datos, siendo posible visualizar de una mejor manera, las estructuras geológicas y propiedades físicas de las rocas. Y a través de actividades que permitan por medio de software, desarrollar habilidades en estas áreas de disciplina en el conocimiento de la geofísica y su aplicación, ya que la prospección de yacimientos de hidrocarburos requiere de tecnologías de nuevo desarrollo debido a la complejidad de las estructuras en el subsuelo y a la variación en la distribución de los yacimientos. La importancia del proyecto desde el punto de vista geofísico, radica en obtener datos a través de la sísmica y de los registros geofísicos de pozo.

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1.1 OBJETIVO.

La interpretación de datos sísmicos 3D y petrofísica utilizando un cubo sísmico y el análisis digital de registros de pozos.

Definir el marco estructural existente en la Zona Estudiada, por medio de la interpretación de datos sísmicos tridimensionales.

Obtener mapas de la distribución de las estructuras geológicas previamente estudiadas y explotadas.

1.2 METODOLOGÍA DE TRABAJO. Para realizar este trabajo, fue necesario conocer las diferentes funciones y aplicaciones del software, como son la importación o exportación de datos y formatos, implementación de rutinas básicas o flujos de trabajo para la fase de interpretación de datos sísmicos y el análisis de registros, creación de gráficos, etc., para saber con cuales herramientas se contaba y cómo se va a utilizar en cada etapa del presente trabajo. La forma más sencilla de entender y aprender una secuencia de trabajo de cualquier aplicación es de manera gráfica. Petrel® es un software que trabaja por medio de ventanas, lo que le permite ser un programa fácil de manipular. Dichas ventanas incluyen barras que contienen menús, status, herramientas, funciones por medio de iconos e información de los objetos desplegados. Está diseñado para trabajar por medio de carpetas, donde se organiza toda la información, de tal forma que se genera un proyecto por medio de una carpeta y en ella se importan los datos sísmicos en formato SEG Y, además posteriormente puede ser consultado o bien, corregido. Petrel® e Interpetrophysics® son marcas registradas de la compañía Schlumberger mientras que Mesa® es una marca registrada de la compañía GMG.

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METODOLOGÍA DE TRABAJO

Figura 1. Esquema de Metodología.

Evaluar e intepretar las

propiedades geofísicas

Proyecto

Final

Aplicar atributos

sísmicos

Realizar un

mallado de la falla

Hacer el picado

y el seguimiento

del horizonte

Analizar los datos de

registros geofísicos con

ayuda de los softwares

mencionados

Analizar datos

sísimicos

Cargar registros

geofísicos en Regisgraph

e Interpetrophysics®

Cargar los datos

del cubo sísmico

en Petrel®

Recopilar y

analizar la

información

Elegir

área de

trabajo

Integración de

datos

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CAPÍTULO II MARCO GEOLÓGICO MARCO GEOLÓGICO REGIONAL El área de Chiapas-Tabasco forma parte de un cinturón plegado alojado dentro de las cuencas terciarias del Sureste, cuya sedimentación y deformación están controladas por elementos tectónicos de la Plataforma de Yucatán al norte y el Macizo Granítico de Chiapas y la Plataforma Chiapaneca al sur. Se considera que el depósito de las primeras rocas marinas ocurrió durante el Paleozoico sobre un basamento de naturaleza ígnea y metamórfica. Las interrupciones y variaciones en el tipo de facies y deformaciones que las afectan se atribuyen a los eventos diastróficos de la Revolución Laramídica en el cierre del Cretácico, a la perturbación Cascadiana de fines del Mioceno y al evento Chiapaneco del Plioceno, a éstos dos últimos se les atribuye la tectónica compleja de los plegamientos y sistemas de fallas normales e inversas (Santiago et al., 1984). Tectónicamente el área de Chiapas-Tabasco también es conocida como “Alto de Akal-Reforma”, el cual presenta una compleja evolución sedimentológica y tectónica pasando de fases carbonatadas jurásico-cretácicas con horizontes generadores de hidrocarburos, a secuencias siliciclásticas terciarias con abundantes cambios de facies (González, 2003). A continuación se presentan las principales estructuras regionales que fueron desarrolladas en la evolución del Sureste de México. (Figura 2)

Figura 2. Fallas regionales del área de Chiapas-Tabasco. (PEMEX Exploración y Producción. Reservas de Hidrocarburos en México 2004)

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En el área de Chiapas-Tabasco la secuencia estratigráfica cortada en pozos petroleros, comprende rocas que varían de edad desde el Calloviano hasta el Reciente. La siguiente es una columna estratigráfica generalizada para la región de Chiapas-Tabasco (Figura 3)

Figura 3. Columna estratigráfica del área Chiapas-Tabasco.(Varios autores, Integración de datos

sísmicos 3D y registros geofísicos de pozo 2008)

Los estudios geoquímicos realizados por Gonzáles y Olguín (1991), indican que el petróleo que se produce en México ha sido generado principalmente por lutitas calcáreas y calizas arcillosas del Jurásico Superior y en menor proporción por las

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rocas generadoras del Terciario y Cretácico. En las cuencas del sureste, el petróleo generado proviene en su mayoría de calizas arcillosas del Tithoniano. (Figura 4)

Figura 4. Principales Campos Productores del Sureste de México.(Chávez et al 2004)

MARCO GEOLÓGICO LOCAL 2.1 LOCALIZACIÓN El Campo A se localiza en el activo Bellota-Chinchorro de la Región Sur. Se ubica a 50 kilómetros al noroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, muy cerca de la localidad de Heroica Cárdenas o Cárdenas (12 kms. NNW). La carta topográfica escala 1:50,000 de INEGI para la localización del campo es la E15A88 “Libertad”. (Figura 5)

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Figura 5. Localización del campo A. INEGI

2.1.1 Descripción del campo Geológicamente, el campo se encuentra en la parte central del área de Chiapas-Tabasco, dentro de la Cuencas Terciarias del Sureste. Se compone de dos yacimientos con edad Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico Inferior. Los yacimientos son de aceite volátil con densidad de 38 grados API. 2.2 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL Se sitúa en un anticlinal alargado, con una orientación preferencial de noroeste a sureste, y sus flancos están limitados por fallas inversas. Una falla normal atraviesa al campo con dirección este oeste, y muestra una caída hacia el norte. (Figura 6 y 7).

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Figura 6. Configuración estructural del campo A (PEMEX Exploración y Producción. Reservas de Hidrocarburos en México 2004)

Figura 7. Sección estratigráfica entre los pozos F-C-I-M-P, donde se aprecian los espesores de los estratos y estructuras.

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2.3 ESTRATIGRAFÍA. En el Campo A se ha identificado una columna estratigráfica que abarca rocas del Jurásico Kimmeridgiano hasta el Plioceno. A continuación se desarrollará la secuencia mesozoica por tener más información, además de ser la información más importante para los fines perseguidos en este trabajo, además se presentan otros datos de interés como son los eventos tectònicos, ambientes sedimentarios y las características del sistema petrolero. (Figura 7). 2.3.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. Está constituido por dolomías calcáreas con pequeñas intercalaciones de calizas dolomitizadas, y dolomías de color gris a gris claro, con fracturas y cavidades de disolución. 2.3.2 Jurásico Superior Tithoniano. Se conforma de calizas arcillosas, dolomías calcáreas de color café a café claro, y muestra algunos horizontes de lutita. 2.3.3 Cretácico Inferior. Se tienen calizas, calizas arcillosas, calizas dolomitizadas y dolomías calcáreas de color café a café oscuro, se encuentran fracturadas y muestran microcavidades de disolución, el contenido de carbonato de calcio es mayor que en el Jurásico, ya que la subsidencia favoreció la formación de nuevas plataformas calcáreas. 2.3.4 Cretácico Superior Se caracteriza por calizas arcillosas (mudstone a wackestone), calizas crema de color gris claro. En el Cretácico superior se encuentran tres formaciones ampliamente distribuidas en el país, las cuales son Agua Nueva, San Felipe y Méndez. El depósito de la Formación agua Nueva se encuentra en un proceso de retroceso de las aguas marinas hacia el oriente, permitiendo el depósito de sedimentos arcillo-carbonosos. Con alto contenido de materia orgánica, e intercalaciones calcáreo-arcillosas con espesores delgados.

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Figura 8. Columna Estratigráfica local. Eventos Tectónicos y Rasgos del Sistema Petrolero del Campo A.

El depósito de la formación San Felipe se caracteriza por un periodo de regresión moderada, permitiendo así los depósitos de secuencias calcáreo-arcillosas, los estratos son de delgados a medios, y se encuentran intercalados con bentonita de color verde claro. La formación Méndez de deposita en un marco de mar abierto, permitiendo el depósito de una potente secuencia arcillo-calcárea, de tipo de las margas, la formación también se distingue por el aspecto nodular de las arcillas. A continuación se muestran una serie de secciones estratigráficas y figuras realizadas con los datos disponibles para los pozos perforados en el campo A, para observar el comportamiento litológico entre los pozos (Figura 9-15)

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Cabe destacar que la columna geológica atravesada por los pozos va desde el Plioceno hasta el Jurásico Superior Kimmeridgiano, aunque algunos pozos no tienen la información geológica completa. Para la realización de estas figuras se tomaron en cuenta datos de elevación del terreno disponible, así como elevaciones de las mesas rotarias.

Figura 9. Mapa general para las dos secciones.

Figura 10. Sección estratigráfica que comprende a los pozos K-H-G-I-J-L (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

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Figura 11. Sección estratigráfica que comprende a los pozos F-C-121-I-M-P (Arteaga Chávez

et Al, Proyecto Final, 2008)

Figura 12. Corte visto de Norte a Sur, se observa como las capas del Js Tithoniano al Ks

Méndez tienen una inclinación hacia el oeste. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

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Figura 13. Corte Visto Oeste a Este, se observa al Js y Ki formando un par de estructuras, las cuales convergen hacia la zona central de pozos. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final,

2008)

Figura 14. Corte visto de Este a Oeste, las capas del Js al Ki muestran una inclinación ligera

hacia el sur. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

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Figura 15. Corte visto de sur a Norte, como en la Figura 12 se vuelve a observar la

estructura. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

Figura 16. Intersección N-S y E-W en dirección del campo. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

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2.4 EVOLUCIÓN GEOLÓGICA DE LAS CUENCAS DEL SURESTE. A continuación se presenta brevemente un condensado evolutivo del Sureste de México. 2.4.1. Jurásico Superior Kimmeridgiano. El proceso tectónico de separación de la Pangea prevaleció hasta el final del Jurásico Medio pero quizá alcanzó el inicio del Jurásico Superior (Oxfordiano Inferior), época en la cual la sedimentación continental estuvo totalmente controlada por procesos tectónicos distensivos. El avance transgresivo de las aguas del Pacífico hacia el oriente fue invadiendo el área del actual Golfo de México para formar extensos cuerpos de agua hipersalinas, con una circulación sumamente restringida y, quizá también un clima de tipo desértico, lo que favoreció el depósito de grandes volúmenes de evaporitas en la parte central del Golfo de México. Es muy probable que durante la etapa temprana del proceso de rompimiento rifting, la corteza continental sólo haya estado sujeta a hundimientos lentos y a ensanchamiento de los sistemas de fosas que poco a poco fueron inundados por las aguas del Pacífico. La evidencia con que se cuenta en la actualidad indica que toda la sal del Golfo de México se deposito durante el calloviano (164-159Ma), en una gran cuenca de miles de kilómetros cuadrados, que hoy se encuentra dividida en dos partes, una al norte y otra al sur, por una franja en donde no hay sal, de orientación aproximada este-oeste en la porción central del Golfo. El período Jurásico Tardío se caracterizó por una etapa de estabilidad tectónica en la que una subsidencia lenta, asociada al desplazamiento divergente de las placas de Norteamérica de las Laurasia y Gondwana, propició las condiciones necesarias para el depósito de carbonatos y mudstone (lodos calcáreos) intercalados. Este proceso tectónico de rompimiento que dio paso a la apertura del Golfo de México terminó al fin del Calloviano, después de lo cual, durante el Oxfordiano, se desarrollaron amplias plataformas de aguas someras a todo lo largo de los bordes del protogolfo de México, en las que se depositaron grandes volúmenes de carbonatos, con extensas barras oolíticas en los bordes de la plataforma. Este período se caracteriza por el depósito de clásticos en las zonas litorales, por la abundancia de carbonatos en las plataformas y por el depósito de menores espesores de lutitas y carbonatos con intercalaciones delgadas de caliza argiláceas en las zonas de cuenca. Estas condiciones de subsidencia lenta y continua prevalecieron durante todo el Kimmeridgiano.

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2.4.2 Jurásico Superior Tithoniano. Para el Tithoniano, la velocidad de subsidencia se hizo más lenta y predominó la sedimentación de secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos, en las cuales aumentó considerablemente la presencia de organismos, probablemente favorecido por un clima templado. Los pilares formados en el basamento premesozoico bordeando la parte occidental del Golfo de México permanecieron emergidos y aportando sedimentos clásticos cada vez en menores cantidades a medida que el relieve topográfico disminuía. La estabilidad tectónica fue tan grande que las rocas depositadas conservaron características litológicas muy similares en toda la cuenca del Golfo de México. El espesor de las rocas del Tithoniano varía en el sur (Tabasco) y el occidente del Golfo de México (Veracruz y Tamaulipas) de 400 a 500 m y disminuye a aproximadamente 100 m en el área de Saltillo; en el noroeste de México y el subsuelo del sur de Texas, tiene entre 500 y 700 m, pero en el norte de Louisiana el espesor se incrementa considerablemente hasta alcanzar cerca de 1200 m, en donde además contiene una proporción mayor de arenas. 2.4.3 Cretácico Inferior. Para el Neoconiano Superior (Hauteriviano-Barremiano), 132,121 Ma, aumentó la velocidad de subsidencia de las plataformas que bordeaban el Golfo de México, favoreciendo así el depósito de gruesos paquetes de carbonatos con menores cantidades de lutitas intercaladas y con espesores superiores a los 1500 m en promedio. Secuencias menos gruesas se depositaron en las zonas más profundas de la cuenca mientras que en los bordes de las plataformas se formaban largas franjas de arrecifes de rudistas alrededor de las áreas anteriormente emergidas así como alrededor de toda la cuenca del Golfo de México. Durante el Aptiano ocurrió un cambio en la velocidad de subsidencia que favoreció el depósito de una mayor cantidad de lutitas intercaladas con capas delgadas de carbonatos en una sección condensada. Después de un período de 21 millones de años, de subsidencia continua y progresiva en el que se depositaron más de 2000 m de carbonatos casi puros, correspondientes a las formaciones Cupido y Tamaulipas Inferior. Después del Aptiano, durante el Albiano y el Cenomaniano, continuó la subsidencia general del Golfo de México, a una velocidad aproximadamente constante en toda la cuenca, lo que permitió que se desarrollaran otra vez largas cadenas de arrecifes de barrera ubicados aproximadamente arriba de las franjas arrecífales neocomianas. 2.4.4 Cretácico Superior. El Turoniano marca otro cambio importante en los patrones de sedimentación del Golfo de México, por que termina el predominio del depósito de carbonatos. Este

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cambio fue más evidente en las porciones occidental y noroccidental de la cuenca, pero no lo fue tanto en la parte meridional de la misma, en donde la sedimentación de carbonatos continuó prácticamente invariable hasta el término del Cretácico. Durante esta época, en las plataformas se depositaron capas delgadas de calizas y lutitas (Formaciones Indidura y Guzmantla), mientras que en la cuenca se depositaron calizas con abundantes nódulos y capas de pedernal (Formaciones Agua Nueva y Maltrata). Tales patrones de depósito sugieren que la subsidencia en el Golfo de México fue mayor en su borde occidental-noroccidental que en la meridional. Para el fin del periodo Cretácico, durante el Campaniano y el Maestritchiano, aumentó el aporte de sedimentos clásticos provenientes del oeste de México, mientras que en el occidente del Golfo de México la subsidencia aumentó y se depositaron gruesos espesores de margas y lutitas de la Formación Méndez. 2.4.5 Terciario Otro cambio importante en la evolución tectónica del Golfo de México ocurre en el límite entre el Período Cretácico y el Período Paleógeno, cuando se ha postulado que en el área de Chicxulub, en la costa norte de Yucatán ocurrió el impacto de un metiorito al que se considera responsable de la extinción de numerosas especies animales y vegetales, entre las que destacan los dinosaurios y las amonitas. Coincidiendo con esta edad, existe una brecha en carbonatos que tiene una gran extensión en el sur del Golfo de México y tiene también una gran importancia económica para el país, por ser la roca almacén de los grandes campos petroleros del área marina del sureste de México. Esta brecha denominada como “Brecha K-T” es inusual por que tiene una extensión de miles de kilómetros cuadrados y gruesos espesores que alcanzan hasta los 700 m en algunas localidades (Akal). Además, en gran parte de su espesor carece de matriz, por lo que su permeabilidad es asombrosamente alta. A fines del Cretácico el aporte de sedimentos clásticos del noreste y del occidente del Golfo de México se incrementó notablemente durante las primeras pulsaciones de la orogenia Laramide. La era Cenozoica se inicia prácticamente con el evento tectónico que dio origen a las cadenas plegadas y cabalgadas del occidente del Golfo de México, específicamente las Sierras y Cuencas de Coahuila, la Sierra Madre Oriental y la Sierra de Zongolica, desde el Paleoceno tardío hasta el Eoceno temprano. La orogenia fue el resultado de la convergencia de la Placa del Farallón por debajo de la Placa de Norteamericana, en la que el fragmento de corteza oceánica que estaba en subducción tuvo un ángulo muy bajo, causando así una deformación a mayor distancia de la zona de la trinchera y elevando una porción considerable de la parte meridional de la Placa de Norte América. Así como durante el Cretácico la forma y el tamaño de la cuenca del Golfo de México estuvieron determinados por las plataformas carbonatadas, a partir del Eoceno tardío la nueva forma de la cuenca dependió totalmente del gran flujo de la sedimentación clástica. Se empezaron a desarrollar grandes fallas lístricas

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normales asociadas a depocentros en las cuencas de antepais. Durante este tiempo se depositaron gruesos espesores de arenas finas en los taludes del occidente del Golfo de México, Planicie Costera del Golfo, al tiempo que los sedimentos más finos iban rellenando las partes más profundas. Para el Eoceno tardío se formaron los depocentros de la cuenca de Veracruz y se inició su relleno con sedimentos clásticos derivados del oeste. El origen de las Cuencas del Sureste está íntimamente ligado con la Sierra de Chiapas y con la Cadena Plegada de Reforma-Akal. A principios del Paleógeno, el Macizo de Chiapas continuaba emergiendo en su parte sur, mientras que sobre las rocas carbonatadas marinas (de plataforma en Chiapas y de Cuenca en Campeche) de su parte norte, se depositaban gruesas secuencias de clásticos con espesores que varían de 2500 m en la zona de Campeche (Pozo Tepontla 1), hasta cerca de 3000 m en Chiapas (Pozo Triunfo101). Durante el Oligoceno continuó el depósito de clásticos en todo el sureste mexicano, aunque en el área de Macuspana se empezó a desarrollar un depocentro en donde se depositaron gruesas secuencias de arcillas. Al mismo tiempo, sobre la Cadena Chiapas-Reforma-Akal se depositaron espesores menores de arenas y arcillas, mientras que en el área de Comalcalco-Salina del Istmo comenzó la movilización hacia el norte, de grandes volúmenes de sal en forma de intrusiones dómicas, diapiros y canopies. Los mismos patrones sedimentarios continuaron hasta el Mioceno medio ocurrió la máxima etapa de deformación que plegó y cabalgó las rocas de la cadena de Chiapas-Reforma-Akal, con un nivel de décollement en la cima de las sal calloviana y una vergencia hacia el norte. Sánchez Montes de Oca (1980) denominó a esta orogenia como evento Chiapaneco. Hacia fines del Mioceno e inicios del Plioceno, después de la deformación compresiva del Evento Chiapaneco, se inicio el basculamiento hacia el norte de la Cadena de Chiapas-Reforma-Akal, como una respuesta al desalojo de la sal calloviana en la misma dirección. El gran aporte de clásticos provenientes del Macizo de Chiapas durante el Plioceno y el Pleistoceno, causó el depósito de varios kilómetros de espesor de sedimentos, cuya sobrecarga empezó a generar grandes fallas de crecimiento orientadas NE-SW, con sus bloques caídos hacia el norte. Las mayores fallas lístricas normales del Plioceno-Pleistoceno se formaron en las cuencas de Macuspana y de comalcalco-Salina del Istmo, mientras que espesores menores de sedimentos clásticos eran depositados también sobre la Cadena Chiapas-Reforma-Akal. Como una respuesta al desalojo de la sal calloviana en la misma dirección. El gran aporte de clásticos provenientes del Macizo de Chiapas durante el Plioceno y el Pleistoceno, causó el depósito de varios kilómetros de espesor de sedimentos, cuya sobrecarga empezó a generar grandes fallas de crecimiento y lístricas orientadas NE-SW con sus bloques caídos hacia el norte.

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Las secuencias depositadas en la cuenca de Macuspana estuvieron bajo un régimen de extensión desde el Mioceno tardío hasta el Pleistoceno, tiempo en el que sufrieron una inversión tectónica, que formó los pliegues anticlinales que hoy constituyen las trampas de los yacimientos de esta zona. Finalmente la deformación del sureste mexicano ocurrió en el Neógeno en el orden siguiente:

1. Plegamiento y fallamiento de la Cadena Plegada y Cabalgada de Chiapas-Reforma-Akal durante el Mioceno medio, con un despegue al nivel de la sal del Calloviano y otro dentro del basamento del Macizo de Chiapas.

2. Basculamiento, hacia el noreste de la cadena plegada durante el Mioceno tardío.

3. Depósito de gruesos espesores de arcillas durante el Mioceno tardío. 4. Deslizamiento gravitacional de la columna Oligocénica sobre las arcillas

Miocenicas 5. Formación de la cuenca de Comalcalco durante el Plioceno 6. Formación de la cuenca de Macuspana en dos etapas: las fallas que

limitan al sureste y al noroeste se formaron durante el Plioceno y las fallas listricas escalonadas este-oeste se formaron durante el Pleistoceno y hasta el reciente. En ambos casos las arcillas del Mioceno favorecieron el décollement de la secuencia sedimentaria.

2.5. GEOLOGÍA DE YACIMIENTOS La acumulación de los hidrocarburos se ha localizado en la zona del sureste de México, siendo ésta nuestra área de estudio. Las estructuras que conforman esta área de estudio son sedimentos del Terciario, Cretácico y Jurásico. Esta acumulación de sedimentos o estructuras fue ocasionada debido a los movimientos Tectónicos los cuales han sido la causa para formar, a las rocas generadoras de hidrocarburos, rocas almacenadoras y rocas sello. Los sistemas de fallas fueron producidos por los movimientos tectónicos, los cuales dieron como resultado un sistema tanto de migración como de acumulación del hidrocarburo. 2.5.1. Rocas generadoras. Las rocas generadoras son de composición arcillo-calcáreas del Tithoniano la cual está dentro de la unidad del Jurásico. Estas rocas contienen un alto contenido de Materia Orgánica amorfa, la cual da como resultado el Keroseno de tipo II, este tipo de Keroseno lo constituyen hidrocarburos de tipo liquido. Las áreas de interés en este estudio fue el Kimmeridgiano, cretácico y el Terciario. En la Fig. 17 Se muestra el área de estudio y las principales rocas generadoras del área. Con una ubicación al Sureste de México, está conformada por Lutitas Bituminosas, así como Calizas arcillosas y abundante materia orgánica.

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Figura 17. Principales rocas generadoras del área.

Al observar detenidamente la figura se puede notar que el Tithoniano representado de color azul es la roca generadora, ésta se encuentra en el lecho marino carbonatado. Mientras que en color verde encontramos la roca generadora del Cretácico, localizada en el Hipersalino. En color naranja es la roca generadora del Mioceno Inferior, formada en el lecho Marino del Taico. La de color violeta es la mezcla de Aceites del Tithoniano-mioceno. 2.5.2. Rocas almacenadoras. Las rocas almacenadoras más importantes en nuestra área de estudio son del Jurasico Superior Kimmeridgiano, conformado por rocas de composición dolomítica. En la cuenca del Cretácico inferior y lo constituyen por Mudstone Dolomitizado. 2.5.3. Roca sello. En nuestra área de estudio tenemos dos áreas importantes generadoras de hidrocarburo. La cuales son Jurasico Superior Kimmeridgiano y el Cretácico Inferior. La roca sello en el Jurásico Superior Kimmeridgiano lo conforma la caliza arcillosa y se encuentra en el Jurasico Superior Tithoniano. Para el yacimiento del Cretácico Inferior la roca sello es la Caliza arcillosa del Cretácico Superior.

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2.5.4. Trampas asociadas al potencial de Hc´s. Las trampas están constituidas en los yacimientos del Jurasico superior y el Cretácico Inferior y son de tipo estructural. Los pliegues que atraviesan las estructuras son de una propagación de falla con un cierre por falla. Esta estructura esta constituida por dolomías. Se tiene una falla inversa la cual se observa en la siguiente figura. Esta constituida por inclinaciones opuestas. Esta área es conocida como explotación de geometría triangular. Hablando estructuralmente tenemos una falla con un cierre ascendente. Da una acumulación de hidrocarburos en nuestra área de estudio.

Figura 18. Estas trampas se encuentran en el KI y Js.

2.5.5. Productividad de los yacimientos. Los principales campos productores fueron el Jurasico Superior Kimmeridgiano con una presión inicial de 608 kg/cm2 con una temperatura de 139 grados centígrados, y una densidad del aceite de 38 grados API. Este campo se asocia a un acuífero activo. Los principales campos productores están en el Cretácico Inferior, con Dolomías, y una alta porosidad y permeabilidad. Esta área fracturada ha sido afectada por los procesos diagenèticos y contiene un espesor de 58 metros, con una presión inicial de 544 kg /cm2. Estos atributos se asocian a una formación de casquete de gas.

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CAPITULO III MARCO GEOFÍSICO.

El Campo A se encuentra ubicado en el activo de Bellota-Chinchorro de la región Sur y está localizado a 50 km al noroeste de Villahermosa, Tabasco. Descubierto en el año de 1981, consta de dos yacimientos de aceite volátil de 38 grados API. Cubre un área de 45 km2 con 18 pozos perforados de los cuales 9 se encuentran produciendo. A partir de los descubrimientos hechos en el año de 1972, se crearon mayores expectativas para seguir la exploración en el área de Chiapas - Tabasco. Consecutivamente se perforaron pozos exploratorios, definiendo esta zona como una de las de mayor potencial de hidrocarburos ligeros. Se reinterpretaron algunas secciones sísmicas y apoyándose en la geología del subsuelo se determinaron posibilidades en un alto al que se llamó Mora. En 1982 se comenzó a explotar el campo. 3.1. PROSPECCIÓN SISMOLÓGICA Todos los métodos geofísicos de prospección, están encaminados a localizar estructuras geológicas favorables para depósitos de valor comercial; sin embargo los métodos no son capaces de encontrar directamente los depósitos, no obstante y al menos para ciertos tipos especiales de acumulaciones, la prospección sismológica es el método más resolutivo y más utilizado para la localización y delimitación de yacimientos productores de hidrocarburos. La prospección sismológica abarca los siguientes procesos:

Adquisición de datos. Comienza con la topografía, la generación de energía, la transmisión de ésta por el subsuelo y la grabación cuando es recibida en superficie, dando como resultado los sismogramas.

Procesado Sismológico. En esta fase se realiza el acondicionamiento, los filtrados, las correcciones estáticas y dinámicas, el apilamiento y la migración, obteniendo las secciones sísmicas

Interpretación Sísmica. Es en este último paso donde se manejan las secciones y se hace la correlación con los registros de pozo, para finalmente obtener mapas estructurales y estratigráficos.

3.1.1 Adquisición Sísmica 3-D Cuando se inicia una prospección, sea cual sea la índole de ésta, hay un escalonamiento de los métodos, ya que no se emplea un solo método, sino dos o más que se complementen y hagan la investigación eficiente. Inicialmente el planteamiento de una prospección es geológico, para conocer las posibilidades petrolíferas de la cuenca, espesores de las formaciones, condiciones estructurales, etc.

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Realizado este primer trabajo geológico, se pasa al estudio de la zona por una método geofísico de reconocimiento general (magnético, gravimétrico o ambos) y una vez terminado éste, se delimitan las zonas más interesantes deducidas de los estudios anteriores y en ellas se utilizará un método de detalle que en el caso de la exploración petrolífera será el método sísmico de reflexión. Estos datos de campo pueden obtenerse en condiciones terrestres o marinas y en dos o tres dimensiones. La sísmica 2-D, consiste en observar secciones en el plano x-y es decir los tendidos fuente - receptor se encuentran en la misma línea en el terreno. La sísmica 3-D observa un volumen de datos, lo que significa que las tendidas fuente-receptores se encuentran en un área en el terreno. Para la adquisición se tiene: una señal de entrada que estará dada por alguna de las diversas fuentes de energía que creará una onda elástica(a través de fuente de impacto, pistola o explosiva), una función de transferencia dada por el medio transmisor y reflector, compuesto por los diferentes estratos de la tierra y finalmente una señal de salida que es registrada por el instrumental comenzando por el transductor que transmite la señal en forma de impulso eléctrico para que pueda ser grabado. Una prospección sísmica 3-D debe ser diseñada para la zona de interés principal, lo cual afectará las dimensiones del fold, el bin y el offset. La dirección de los rasgos geológicos mayores como canales o fallas, pueden influir la dirección de las líneas de fuentes y receptores.(fig.17) Las zonas u objetivos secundarios pueden tener también gran impacto en el diseño del modelo 3-D, por ejemplo, un objetivo más somero requeriría offsets más cortos y un bin más pequeño. Las líneas fuentes llamadas Crossline, están formadas por puntos fuente a distancias que varían dependiendo de los objetivos perseguidos, estas líneas fuentes son colocadas paralelamente y distanciadas entre 400 y 500 m. Las líneas receptoras o Inline utilizan la misma geometría y son colocadas en forma perpendicular a las crossline, formando de esta manera una malla.

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Figura 19. Fuente explosiva Figura 20. Geófono

Figura 21. Grabación de datos

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Figura 22. Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2-D.

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Superficie

cubierta en el

disparo uno

Superficie

cubierta en el

´último disparo

4-Fold CMP Gather

N = No. de canales receptores = 8 (en la imagen)

G = Espaciado entre los receptores

S = Receptores entre las fuentes

S2

GNFOLD

El Fold representa el número de muestras repetidas en la superficie

Fuentes Receptores

(8 por disparo)

Common Mid-Point (CMP)

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Figura 23. Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000)

Los parámetros utilizados en el área de estudio (para el acomodo de fuentes y estaciones) fueron diseñados con el software MESA®.

Figura 24. Guía de diseño

BIN

31

Figura 25. Estaciones

Figura 26. Fuentes

32

Figura 27. Parámetros totales del Diseño

Ya con los parámetros determinados y realizados los disparos se obtienen las siguientes figuras:

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Figura 28. Gráfica del bin

Figura 29. Fold Total

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Figura 30. Distribución de offsets

3.1.2 Procesado de Datos Sísmicos Cuando se realizan las observaciones, la información puede ser contaminada con ruido, sin embargo como nosotros controlamos la fuente de energía podemos controlar cierto tipo de ruidos. Es para esto que se realiza el procesado de datos sísmicos, mejorando de esta manera la señal sísmica. El procesado de datos comprende varios pasos:

El primero es el demultiplexado que es donde se transponen los datos del campo para que las columnas sean leídas como trazas sísmicas.

A continuación se realiza el filtrado ya que debido a la aparición de ruido sísmico se puede distorsionar la calidad de las imágenes a interpretar, es en este proceso que es muy importante, en donde se eliminan o corrigen las trazas ruidosas además de que se puede aplicar la ganancia que es utilizada para observar algunas señales más profundas en los sismogramas. Aquí se utiliza una función exponencial para compensar las pérdidas.

En el proceso de filtrado también se utiliza el filtro pasabanda (para eliminar el ruido incoherente) y el filtro F-K para eliminar el ruido coherente.

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En seguida está la deconvolución, la cual tiene como base el modelo convolucional de la traza sísmica, el cual asume que la tierra se compone de un número finito de capas horizontales sobre las cuales la señal proveniente de la fuente incide normalmente, para después regresar a la superficie como una versión filtrada de este impulso transmitido. Así el problema sobre el que se basa la deconvolución es el de la estimación de la ondícula producida por la fuente sísmica. Los métodos en los que se basa la estimación de la ondícula son determinísticos y estadísticos (Tygel, 2000). Si la forma de onda de la fuente es conocida entonces la solución al problema de la deconvolución es determinística, si es desconocida entonces es estadística. Normalmente la deconvolución es aplicada antes de apilar. Después de esto se pasa a las correcciones estáticas, que son aquellas que se refieren a una corrección respecto a un plano de referencia, es decir a todas aquellas correcciones debidas a los cambios en la topografía de la superficie, o sea son aplicadas para colocar fuentes y detectores sobre un mismo plano horizontal, y a las correcciones dinámicas relacionadas con los efectos producidos por el offset (distancia desde la fuente a los receptores) que consiste en suponer que la fuente y el receptor se encuentran en la misma estación. Una vez hechas estas correcciones se realiza el apilamiento el cual suma algebraicamente las diferentes trazas individuales que conforman el mismo gather CDP. Dado que las diferentes trayectorias de las ondas se reflejan en incidencia normal, se realiza la migración que es un proceso que posiciona las reflexiones y difracciones en sus localidades verdaderas y se pueden agrupar en las siguientes categorías: por tipo de migración (tiempo o profundidad); por algoritmo de migración, por etapa de migración (antes o después de apilar y por los tipos de datos (2-D o 3-D). En conclusión el procesado sísmico cumple la función de adecuar los datos para su interpretación. 3.1.3 Atributos Sísmicos Un atributo sísmico es una derivación de una medida sísmica básica, tal como la amplitud, la frecuencia, la fase, y la polaridad. Los atributos pueden ser medidos en un instante de tiempo o sobre una ventana de tiempo, y pueden ser calculados sobre una traza sísmica, sobre un conjunto de trazas o una superficie interpretada de los datos sísmicos. Se utilizan en la localización de anomalías principalmente de fase instantánea, amplitud envolvente, frecuencia instantánea, etcétera, en datos antes y después de apilar, aplicándose en la detección de hidrocarburos. Los principales ejemplos de atributos preapilados son amplitud contra distancia y AVO.

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Los atributos sísmicos fundamentales son la amplitud y la fase, y son los más fáciles de obtener debido a que aparecen de manera implícita en la información. Se debe tener en cuenta que los datos obtenidos en campo constituyen una serie de valores muestreados en el tiempo, que representan una función real. Es a partir de esta función real que se obtiene la traza compleja, la cual se compone de:

Traza compleja = parte real + parte imaginaria Los atributos sísmicos derivados del tiempo suministran información estructural; los derivados de la amplitud, proporcionan información estratigráfica y de caracterización de yacimientos así también como los derivados de la frecuencia. Los Atributos se pueden clasificar por las características geológicas del yacimiento como se muestra en la siguiente tabla (Fig. 31):

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Figura 31. Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las características geológicas. (Chen, 1997)

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O también pueden ser clasificados por las características de la ondícula:

Figura 32. Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la ondícula

(Chen, 1997)

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Algunos atributos son: Amplitud Instantánea.-Amplitud en el dominio del tiempo de las trazas en la muestra seleccionada y es usada para interpretaciones estructurales y estratigráficas. Amplitud RMS.-Es la raíz cuadrada de la suma de la energía en el dominio del tiempo (cuadrado de la amplitud) dentro de una ventana; indica anomalías de amplitud aisladas o extremas, usada para seguir cambios litológicos tales como canales deltaicos. Amplitud Absoluta Promedio.-Se suman los valores absolutos de las amplitudes en la ventana de análisis para cada traza y la sumatoria es dividida por el número de muestras utilizadas. Amplitud de Pico Promedio.-Sumatoria de valores positivos dividida por el número de muestras positivas. Amplitud Máxima Integrada.-La suma de todas las amplitudes absolutas dentro de una ventana; utilizado en la zona de interés para caracterizar las variaciones laterales debido a la litología o acumulación de hidrocarburos. Amplitud Absoluta Máxima.- Se hace un ajuste parabólico de los valores máximos de picos y valles, para después interpolar el valor máximo. Amplitud Absoluta Total.-Sumatoria de valores absolutos de las amplitudes Energía Promedio de vibración.- La energía promedio en el dominio del tiempo (el cuadrado de la amplitud) para todas las muestras en el intervalo de la ventana, usada para analizar la anomalía de amplitud en la capa o zona de interés. Energía del ancho de banda de frecuencia finita.-La energía contenida dentro de los límites de corte bajo y alto especificados por el usuario, que usada con la energía de ancho de banda de frecuencia baja sirve para detectar arenas con gas y fracturas en particular en yacimientos de capa delgada. Relación de autocorrelación de los picos de amplitud.-Determina el pico de la máxima correlación en la amplitud y el pico adyacente de amplitud para compararlos, con esto se estima la atenuación sísmica y se usa generalmente en la zona de interés. Existen muchos atributos más y se escogen de acuerdo al objetivo buscado. 3.1.4 Curvas T-Z Un paso fundamental en la interpretación es la conversión de horizontes del dominio tiempo al de profundidad y el instrumento para esta transformación es la curva T-Z.

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Las gráficas T-Z son curvas Tiempo vs. Profundidad, las cuales correlacionan las cimas de los horizontes en tiempo y en profundidad y se construyen partiendo de los registros sónicos, check-shots o VSP. Cuando la gráfica se construye basándose en los dos primeros, únicamente se toman los datos ya procesados, calibrados y presentados en tablas de velocidades, por la compañía que tomó el registro. La presentación común de los datos de T-Z es en forma tabular, donde se muestran los nombres de las formaciones o edades de las rocas cortadas por el pozo, son su correspondiente profundidad y el tiempo sencillo. La conformación puede variar, conteniendo datos derivados como son tiempo de reflejo o doble, velocidad de intervalo, velocidad instantánea, velocidad RMS, velocidad media, etcétera. Igualmente puede incluir los datos de origen, así si fue obtenida de registro sónico, se muestran los datos de tiempo integrado y si los datos fuente no se muestran se pueden indicar con subíndices las diversas fuentes de datos. Los datos T-Z que proporciona un VSP, son en general una profundidad con un tiempo de reflejo, los datos de profundidad pertenecen a estaciones de lectura y no necesariamente a la profundidad de una interfase de interés, ya que éstas se calculan por razón de interpolaciones simples. Las gráficas T-Z consideran que los datos son de pozos verticales, esto para llevarlos en forma más simple a la sísmica. Para los pozos desviados se aplica otro tipo de análisis. Para pasar del dominio tiempo al dominio profundidad, se crea un modelo matemático que hace una predicción de cómo variarían las velocidades con la profundidad (Modelo de velocidades) dado por:

Vz=Vo +kZ En donde Vz es la velocidad instantánea a la profundidad Z; Vo es la velocidad inicial y k es el incremento de V con la profundidad. Para la construcción de las gráficas T-Z se emplean dos métodos de obtención directa de datos a partir de los registros geofísicos: -El primero toma la medida Δt (tiempo de tránsito) directamente del registro y se obtiene el valor de la velocidad de la siguiente forma: Δt μseg/pie x 3.38 = Δt mseg/m = Δtx Vr= 1, 000 000/ Δtx m/seg Donde: Δt = tiempo de tránsito en μseg/pie Δtx = tiempo de tránsito en mseg/m Vr = velocidad del registro en m/seg

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Posteriormente la T-Z obtenida es calibrada con la sísmica mediante la comparación del sismograma sintético, con una sección sísmica cercana; adaptando hasta llegar a la solución que refleje el modelo geológico. -El segundo método lee directamente del registro de tiempo integrado (ti), así como la profundidad desarrollada, referidos al nivel del mar, ya que calibrarán con datos sísmicos aludidos al mismo nivel. Vr= profundidad desarrollada (m)/ti (milisegundos) A continuación se encuentra el cuadro con la información del pozo A y la gráfica T-Z realizada a partir de estos datos.

Figura 33. Tabla para realizar la gráfica T-Z con base en el pozo A

Figura 34. Gráfica Tiempo - Profundidad del pozo A

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

0 1000 2000 3000 4000

TIEMPO

PROF

UNDI

DAD

TZ-POZOA

PROF TWT MD SSTVD FORMACION PROF MD TWT Vmed Vint

0 0 0 20 0 PARAJE SOLO AFLORA 0 0 2375

-180 180 180 200

-490 490 450 510

-1680 1680 1436 1700

-2030 2030 1700 2050 2007 FILISOLA 2027 1690 2375 3038

-2270 2270 1860 2290 2250 CONCEPCION SUPERIOR 2270 1850 2432 3143

-2390 2390 1930 2410 2360 CONCEPCION INFERIOR 2380 1920 2458 3625

-2680 2680 2100 2700 2650 ENCANTO 2670 2080 2548 3024

-2980 2980 2300 3000 2960 DEPOSITO 2980 2285 2591 3200

-3280 3280 2480 3300

-3700 3700 2750 3720 3680 OLIGOCENO MEDIO 3700 2735 2691 2537

-3940 3940 2940 3960 3940 EOCENO 3960 2940 2680 2980

-4230 4230 3156 4250

-4560 4560 3360 4580 4536 PALEOCENO 4556 3340 2716 2887

-4725 4725 3460 4745 4702 Ksme 4722 3455 2722 4800

-4895 4895 3540 4915 4870 KSsf 4890 3525 2763 4311

4967 KSan 4987 3570 2783 6800

4984 KI 5004 3575 2788 4900

-5010 5010 3584 5030

5082 JST 5102 3615 2812 5657

-5110 5110 3620 5130

-5200 5200 3650 5220 5181 JSK 5201 3650 2839 6444

-5390 5390 3716 5410

5471 3740 5491 5471 PT 5491 3740 2926

CHECSOT COLUMNA GEOLOGICA

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3.2 REGISTROS GEOFÍSICOS Los registros geofísicos de un pozo son la técnica de representación digital o analógica de una propiedad física de roca que se mide con la profundidad.

Registros resistivos

Registros acústicos

Registros radiactivos

Pruebas de producción

Figura 35. Registro Geofísico.

En la actualidad los registros son adecuados para la determinación del contenido de hidrocarburos, agua, minerales y competencia de las rocas sujetas a diferentes esfuerzos, también sirven para localizar formaciones de alta y baja porosidad e identificación de lutitas y formaciones de litología compleja. Los registros de pozos se utilizan en: Exploración, desarrollo y explotación petrolera.

Minería.

Geohidrología.

Geotermia. La información que se obtiene de los registros geofísicos puede ser de uso cualitativo y cuantitativo. Usos cualitativos. Con la información aportada por el pozo y con el auxilio de uno o varios registros se pueden determinar.

Propiedades petrofísicas y de fluidos de rocas.

Límites de las unidades estratigráficas.

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Determinación de fallas estructurales.

Inferir por correlación con los registros de otros pozos si el pozo será productor, invadido de agua salada o seco.

Usos cuantitativos. El análisis cuantitativo de los registros geofísicos tiene como objetivo principal la obtención de porosidad y saturación de agua de las rocas que constituyen los yacimientos. 3.2.1. Perforación de Pozos Clasificación de pozos. Pozos exploratorios Estos son pozos que se localizan dentro de los limites de yacimientos desarrollados o en desarrollo, con el objetivo de buscar nuevos horizontes productores. Pozo de desarrollo Estos son pozos que se localizan dentro de los límites de un yacimiento productor, siendo el objetivo, terminar dicho pozo en el horizonte productor. Localización Exploratoria. La proposición de una localización exploratoria es resultado de un proceso de una serie de estudios de campos y gabinete realizado por un equipo multidisciplinario conformado por las especialidades geológica, geofísica y petrolera, para el cual sean invertidos recursos humanos económicos y materiales, estableciéndose así una tesina en la cual se plasma el conocimiento interpretativo, hasta ese momento del subsuelo y las posibilidades de almacenar hidrocarburos en cantidades comercialmente explotables. 3.2.2 Tipos de Registros Geofísicos La manera de medir las distintas propiedades de las rocas parten de un sistema básico común: Un emisor (electrodo, bobina, emisor de radiactividad, emisor de neutrones, emisor de ondas acústicas), que envían una señal (corriente eléctrica, campo electromagnético, radioactividad, neutrones u ondas acústicas), hacia la formación. Uno o varios receptores miden la respuesta de la formación a cierta distancia del emisor. Existe una gran variedad de registros de los cuales se mencionan algunos que se aplicaron en este proyecto.

Eléctricos

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Radioactivos

Acústicos

Térmicos

Mecánicos 3.2.1.1 Tipos de herramientas El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Es el elemento que contiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la información de los sensores para enviar a la superficie, por medio del cable. Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en superficie. Las sondas se clasifican en función de su fuente de medida en:

Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)

Porosidad (Fuente: cápsulas radioactivas)

Sónicas (Fuente: emisor de sonido) Herramientas de registros con principio resistivo (eléctrico):

Inducción

Doble inducción

Doble Latero Log

Micro esférico

Medición de echados

Micro imágenes resistivas de formación Herramientas de registros radiactivos:

Neutrón compensado

Litodensidad compensada

Espectroscopia de rayos gamma

Rayos Gamma naturales Herramientas de registros con principio acústico:

Sónico de porosidad

Sónico bipolar de imágenes

Imágenes ultrasónicas

Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los registros, es posible evaluar el potencial productivo de la formación. Además, se tienen sistemas de cómputo avanzados para la interpretación.

45

Figura 36. Tipos de Sondas para la Toma de Registros

3.2.3 Registros Nucleares Las herramientas radioactivas o nucleares son:

Radiación natural (Rayos Gamma, Espectroscopia)

Neutrones (Neutrón compensado)

Rayos gamma (Litodensidad compensada) Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de las rocas. 3.2.3.1 Registro de Neutrón Compensado La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva (emisor de neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la relación de conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma en la cual la

DIPMETERR

DOBLE LATEROLO

G

DESVIACIÓN DE POZO

GAMMA

SONICO LITODENSIDAD MICRO TOOL NEUTRON

46

densidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la fuente y esto depende del fluido (índice de hidrogeno) contenido en los poros de la roca y por lo tanto, de la porosidad. Las principales aplicaciones de la herramienta son:

Determinación de la porosidad

Identificación de la litología

Análisis del contenido de arcilla

Detección de gas

3.2.3.2 Registro de Litodensidad Compensado. El equipo de Litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente radiactiva emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la densidad de la formación e inferir con base en esto la porosidad; así como efectuar una identificación de la litología. Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llega a los detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo obtenido es función del número de electrones por cm3 y este se relaciona con la densidad real del material, lo que hace posible la determinación de la densidad. La identificación de la litología se hace por medio de la medición del “índice de absorción fotoeléctrica”. Este representa una cuantificación de la capacidad del material de la formación para absorber radiación electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica. Las principales aplicaciones de esta herramienta son:

Análisis de porosidad

Determinación de litología

Calibrador

Identificación de presiones normales 3.2.3.3 Registro de Rayos Gamma El registro GR es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radiactivos tienden a concentrarse en las arcillas y lutitas, las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radiactividad, a menos que contaminantes radiactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes o la aguas de formación contengan sales disueltas. Otro tipo de registro de Rayo Gamma es el de espectroscopia el cual consta de tres curvas de rayo gamma que son pulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos por algunos elementos radiactivos (Th, U, K), cada uno de estos elementos emite rayos gamma; el número de energía de estos es

47

distinto para cada elemento. El potasio (K40), emite rayos gamma de 1.46 MeV, mientras que la series del uranio (U) emite 1.76 MeV, por último el torio (Th), con 2.62 MeV. 3.2.4 Registros Acústicos. El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente mecánica. Es una fuerza que se trasmite desde la fuente de sonido como un movimiento molecular del medio. En el quipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Esta es la forma en que la energía acústica se transmite en el medio. 3.2.4.1 Registro Sónico El registro sónico es simplemente un registro del tiempo que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como tiempo de transito (delta t); donde “delta t” es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación determinada depende de su litología y su porosidad. Cuando se conoce la litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como el registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro sónico puede registrarse simultáneamente con otros registros sísmicos. 3.2.5 Registros de Resistividad La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de hidrocarburos. La corriente eléctrica puede pasar a través de una formación solo por la presencia de agua conductiva que contenga dicha formación. Con muy poca acepciones, como el sulfuro metálico y la grafiíta, la roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente secas rara vez se encuentran. Por lo tanto, las formaciones sepultadas tienen resistividades mesurables finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua intersticial absorbida por una arcilla. La resistividad de una formación depende de: La resistividad del agua de formación; la cantidad de agua presente y la geometría estructural de los poros. Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento son, porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y permeabilidad. Existen varias herramientas que van en patines y sirven para obtener un valor pegado a la pared del pozo. Estas herramientas obtienen los microlog, microlaterolog, microesférico enfocado y proximidad. Tienen muy poca profundidad de investigación y están diseñadas para medir la resistividad de la

48

zona lavada, Rxo. A este tipo de registros se le conoce como herramientas resistivas de porosidad, por que la relación de resistividades Rxo y la relación del filtrado del lodo Rmf proporcionan el factor de formación. Las curvas de resistividad obtenidas con este arreglo de electrodos en la sonda, se llaman curvas normales. Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil que contiene un sistema computarizado para la obtención y procesamiento de datos. También cuenta con el envío de potencia y señales de comando a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un cable electromecánico. El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable. Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar: La determinación de las características de la formación: porosidad, saturación de agua/hidrocarburos, densidad.

Delimitación (cambios) de litología

Desviación y rumbo del agujero

Dirección del echado de formación

Evaluación de la cementación

Condiciones mecánicas de la TR

3.2.5.1 Profundo A través de la bobina transmisora se induce una corriente eléctrica en la formación por el campo magnético que genera; la cantidad de corriente inducida en la formación es proporcional a su conductividad; una bobina receptora mide la corriente inducida en la formación y de ella puede ser deducida la conductividad Si el espaciamiento entre AM es igual a1.60m (64”), se llama normal larga. 3.2.5.2 Somero Si el espaciamiento entre electrodos de corriente A y el de medida M es de medida AM= 0.40m (16”) se llama normal corta. Resolución de los registros geofísicos de pozo (RGP). La resolución de los registros geofísicos puede ser definida de dos maneras, horizontal que es la profundidad de investigación y vertical que va a depender de la herramienta utilizada para la medición. La Profundidad de investigación de una herramienta es referida a la distancia horizontal dentro de las formaciones geológicas hasta donde mide las características de la roca y es mayor cuando la separación del transmisor-

49

receptor es grande; cuando hay un patín apoyado en la pared del pozo tienen menores profundidades. La resolución vertical se refiere a la cantidad de mediciones realizadas por la herramienta a escalas muy pequeñas en profundidad es decir a mayores mediciones realizadas en un intervalo de profundidad, mayor resolución vertical tiene la herramienta utilizada y esto permite identificar capas delgadas de litología presentes en las unidades geológicas. En todos los registro es importante su resolución para saber que tan dentro de la pared del pozo estamos investigando y que tan delgadas son las capas. En la siguiente imagen se muestra la resolución de las herramientas más comunes para la toma de registros.

Figura 37. Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2003)

3.2.6 Programa de Registros 3.2.6.1 Selección de los registros apropiados La selección de las combinaciones de registros dependerá de una variedad de factores, que incluyen el sistema de lodo, tipo de formaciones, conocimiento previo del yacimiento, tamaño y desviación del agujero, tipo de pozo, tiempo y costo del equipo de perforación, disponibilidad del equipo y el tipo de información deseada. Los tipos de registros corridos, dependen del tipo de pozo. Registros adicionales dependen de la solicitud de geólogos, ingenieros de yacimientos, ingenieros de terminación y geofísicos que deseen información adicional para la información y/o evaluación del pozo.

50

3.2.6.2 Control de calidad de los registros En la calidad de la información de un registro de pozo, los datos exactos son vitales para el proceso en la toma de decisiones y futuro de un pozo. A continuación se enumeran algunos puntos importantes en el control de calidad de un registro.

1) Control de la profundidad en la toma del registro. 2) Buscar anomalías o cualquier respuesta extraña en los registros. 3) Calidad técnica general (mantenimiento preventivo del equipo, velocidad de toma de registro, condiciones del agujero, rotación de la herramienta en el pozo, centralización o descentralización, error del ingeniero, etc.) 4) En las corridas de un mismo registro, con correlación de datos similar.

3.2.7. El Proceso de Interpretación.

La toma de registros geofísicos es de gran utilidad debido a la necesidad de obtener parámetros petrofísicos ya que es de gran dificultad tomar estos parámetros de forma directa debido a que sirven para evaluar las formaciones. Una interpretación correcta de los registros geofísicos nos puede permitir deducir propiedades petrofísicas como son: porosidad, permeabilidad, saturación de hidrocarburos, litología. Los procesos de interpretación deben utilizarse con cuidado debido a que el pozo durante la perforación sufre alteraciones físicas las cuales deben de ser corregidas en el proceso de interpretación para obtener resultados creíbles y poder evaluar correctamente el yacimiento. La interpretación de registros geofísicos es cuantitativa y el objetivo de ésta es obtener información que sea útil para definir las características del área de estudio Para poder evaluar una formación debemos determinar las propiedades petrofísicas, físicas y químicas de las rocas y los fluidos que contienen, esto para ayudarnos a localizar un yacimiento y poder saber si es productor y si así es hacerlo producir. Los registros geofísicos son un instrumento para determinar estas propiedades dentro de la evaluación de formaciones. Los parámetros básicos para definir el potencial de un yacimiento son: Volumen de arcilla. Porosidad. Saturación de agua. Permeabilidad.

51

3.2.7.1 Volumen de Arcilla. Parámetro que permite saber que cantidad de arcilla tenemos en nuestra formación debido a que la arcilla no es apta para un yacimiento se considera que una zona es limpia si su volumen de arcilla es bajo y la zona esta sucia si su contenido de arcilla es alto.

Determinación del volumen de arcilla.

El primer paso en el análisis de arenas arcillosas es determinar el volumen de

arcilla ( clV ), el cual siempre se debe hacer durante el análisis de registros.

Rayos Gamma (GR); detecta arcillas por un incremento de radiación solo podemos ver áreas con arcilla o áreas libres de ella.

Potencial Espontáneo (SP); detecta arcillas por las deflexiones del SP causado por la pérdida de permeabilidad iónica en arenas arcillosas.

Neutrón-Densidad; detecta la presencia de arcillas por el aumento de porosidad en el registro neutrón por encima de la que obtiene el de densidad, si ésta es alta en el neutrón es el resultado de altas concentraciones de iones de hidrógeno en arcillas.

3.2.7.2. Mineralogía Compleja. La determinación exacta de la porosidad resulta más difícil cuando se desconoce la litología de la matriz o si consiste de dos o más minerales en proporciones desconocidas. La determinación se complica todavía más cuando la respuesta de los líquidos de los poros localizados en la proporción de la formación que la herramienta está investigando, varía de manera notable de aquella del agua. En especial, los hidrocarburos ligeros (gas) pueden influir de manera importante en los tres registros de porosidad. A fin de determinar cuándo se presentan cualquiera de estas complicaciones, se necesitan más datos que aquellos que proporcionan un solo registro de porosidad. Por fortuna, los registros neutrónicos, de densidad y sónico responden de manera diferente a los minerales de la matriz, a la presencia de gas o aceite ligeros, y a la geometría de la estructura porosa. Se pueden utilizar combinaciones de esos registros y el factor fotoeléctrico Pe, la medición del registro de Litho- Densidad y las mediciones de torio, uranio y potasio tomadas del registro de espectrometría de rayos gama naturales NGS, con el propósito de determinar las mezclas de matrices o fluidos complejos y así proporcionar una determinación más exacta de la porosidad. Las gráficas de interrelación son una manera conveniente de mostrar cómo varias combinaciones de registros responden a la litología y la porosidad. También proporcionan un mejor conocimiento visual del tipo de mezclas que la combinación podrá determinar mejor.

52

Figura 38. Determinación de la porosidad y la Litología en base a registros de densidad y neutrones. (Torres Verdim, 2003)

Si además de la porosidad, la matriz es una mezcla desconocida de dos minerales conocidos, entonces se requieren dos ecuaciones independientes (dos registros) para hallar las dos incógnitas. Por ejemplo en una mezcla de caliza y dolomía, podría usarse la combinación de los registros neutrónicos y de densidad. Cuando existen más incógnitas, como en una matriz de roca compuesta de tres minerales, se necesita otra ecuación independiente (o medición de registro). Puede agregarse al registro sónico a la combinación sónica de densidad. La ecuación es entonces adecuada para la mezcla caliza-dolomita-cuarzo: ρb=θ ρb + (1- θ)(L ρmaL + D ρmaD+ S ρmaS )

θ N = θ tf + (1- θ)(L θ maL + D θ maD+ S θ maS ) t = θ tf + (1- θ)(L t maL + θ t maD+ S t maS )

1 = L+ D + S La solución simultánea de las cuatro ecuaciones proporciona los valores de las cuatro incógnitas (L, D, S y θ). Pueden analizarse mezclas aún más complejas al agregar más ecuaciones (mediciones de registros). Por supuesto, las mediciones adicionales de registros deben responder a los mismos, aunque no necesariamente todos, los parámetros físicos desconocidos.

53

3.2.7.3. Porosidad. La porosidad es el volumen de huecos intersticios de la roca, y define la posibilidad de ésta de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca, se clasifica según la disposición física del material que rodea a los poros, a la distribución y forma de los granos, es un número sin unidades con valores entre 0 y 1, puede ser expresada matemáticamente como:

t

p

V

V

Donde: Porosidad.

pV Es todo el volumen de los poros, ocupado por fluidos (agua, aceite o

gas).

tV Es el volumen total de la roca, incluye los sólidos y fluidos.

Porosidad efectiva.

La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso

solamente conectados entre si e , ver la siguiente figura.

Figura 39. BVW (Bulk Volume Water), BVI (Bulk Volume Irreducible), CBW (Clay Bound Water).

3.2.7.4 Saturación de Agua. Saturación de fluidos Es la fracción del volumen del poro de una roca que está lleno con un fluido. El símbolo que representa la saturación es S. S = volumen del fluido / volumen del poro

54

Al agua original que se depositó junto con los sedimentos se le llama agua congénita, en un yacimiento se localiza a lo largo de las paredes de los poros mientras los hidrocarburos ocupan el resto del espacio del poro. Saturación de agua. Es el porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando únicamente existe agua en los poros se dice que tenemos una saturación de agua (Sw) del 100%. Archie determinó de manera experimental que la saturación de agua de formación limpia se puede expresar en función de su resistividad real. Fórmula de Archie para el cálculo de saturación de agua.

t

wn

wR

FRS

Fórmula de Archie

Donde: N es el exponente de saturación, la mayoría de las muestras presentan un exponente de saturación de 2, por lo tanto en la práctica, n se considera igual a 2.

t

w

wR

FRS

Cuando la resistividad de la formación está saturada al 100% con agua, la saturación de agua se expresa como se muestra en la ecuación, tomando en cuenta que FRw =Ro.

t

ow

R

RS

Donde F =Ro. / Rw, es el factor de formación.

3.2.7.5. Permeabilidad Intrínseca La permeabilidad se define como la facilidad que tiene un fluido al pasar en un volumen de roca. En el código API se establece que es una propiedad del medio poroso y también una medida, tanto de la capacidad del medio para transmitir fluidos como de la magnitud del flujo del fluido por unidad de gradiente hidráulico. El símbolo que la representa es K. La permeabilidad de una roca está afectada por el tamaño y el número de huecos por los que se desplaza el fluido y aumenta con la porosidad, pero puede disminuir mientras que ésta sigue siendo la misma. Es la medida del volumen de fluidos con viscosidad de 1 centipoise que pasan por un área de 1cm² bajo un gradiente de presión de 1 psi. La unidad de la

55

permeabilidad es el darcy, para el uso petrolero es muy grande, por lo tanto se utiliza la milésima parte (milidarcy). La determinación de la permeabilidad en rocas no porosas es una situación especial, debido a que en carbonatos de baja porosidad, rocas ígneas, metamórficas y arcillosas están a menudo más controladas por las fracturas (porosidad secundaria) que por la matriz. La permeabilidad con un solo fluido en los poros se denomina permeabilidad absoluta y cuando los poros presentan más de un fluido se conoce como permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relación que existe entre la efectiva con un fluido específico y la absoluta (Arroyo, 1996)

56

CAPITULO IV INTERPRETACIÓN La interpretación es la fase final de la prospección sísmica, y tiene como objetivo determinar las estructuras geológicas-estructurales, estableciendo también la naturaleza de las rocas que las conforman, además de determinar los fluidos que se encuentran en los espacios porosos de ellas y tratar de conocer su comportamiento. 4.1 INTERPRETACIÓN Y RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS La interpretación de los registros geofísicos de pozo ayuda a obtener parámetros petrofísicos de interés tales como porosidad, permeabilidad y saturación de agua, los cuales no se pueden obtener directamente y que son necesarios para una mejor caracterización de los yacimientos. Para lograr dicha caracterización, es preciso utilizar varios registros ya que a partir de las diferentes propiedades físicas medidas, se podrá obtener una interpretación cuantitativa más aproximada a la realidad. SECCIONES DE POZOS Para realizar la interpretación se realizaron dos secciones (la primera formada por los pozos A-G-I-N y la segunda por los pozos B-H-O-P), esto con la finalidad de correlacionar los datos en los pozos a través del campo.

Figura 40. Secciones de pozos

57

Pozo A

Company

Well Name A

Unique Well Identifier (UWI)-999.25

Field

Country State

Location

AScale : 1 : 1000

DEPTH (4950.M - 5454.M) 2/15/2008 18:22DB : RESPALDO_TESIS_FEB (3)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

JSK

5000

5050

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Figura 41. Pozo A

Zona 1

Zona 2

Zona 3

KI

JST

KSsf

JSK

KSa

n

58

Descripción del pozo A kss. Profundidad de 4959 a 5007. De 4950 a 4985 el volumen de arcilla es bajo. Caliza dolomitizada. Porosidad efectiva baja, saturación de agua ocupa un porcentaje del 80% y un 20% de Hidrocarburo, la cual no puede ser de interés económico para explotar hidrocarburo. Su permeabilidad va de 12.8 a 2.52 milidarcy. Ksan. Parte Kssf y Ksan (profundidad de 4985 a 5025), cantidad de arcilla abundante con valores del 60% y un 40% de caliza pura. Porosidad baja por lo tanto la saturación de agua es del 100% sin presencia de hidrocarburos. Su permeabilidad es nula. KI. Profundidad de 5025 a 5075, volumen bajo de arcilla de un 20% y un 80% de caliza dolomitizada. La porosidad efectiva equivale a 3 UP. Con un contenido de agua del 45%, 55% de hidrocarburos. El volumen de arcilla ha disminuido con respecto a las dos unidades descritas anteriores, la cual el contenido de saturación de agua no es el mismo por la presencia de dolomía. JST. El horizonte se da una profundidad de hasta 5220, con un volumen de arcilla bajo, roca caliza dolomitizada y una porosidad efectiva de 7.43. Con una saturación de agua de 80%. JSK. Horizonte a una profundidad de 5220 hasta el final del registro 5455, presenta un volumen de arcilla por debajo del 10% con una intercalación de calizas dolomitizadas y dolomías calcáreas, predomina una saturación de agua del 20% el resto de So de 80%, la porosidad efectiva es de 1.5 a 2 UP, y una permeabilidad intrínseca va de 2.57 a 2.42 milidarcy. Z1. Abarca unidad KI, zona de interés por tener bajo volumen de arcilla, una porosidad efectiva del 3 UP. Z2. El registro JST, presenta bajo volumen de arcilla, una porosidad efectiva de 2 UP, extracción del hidrocarburo. Z3 zona importante de 170 m de espesor, volumen de arcilla baja, porosidad efectiva 2 a 3 Up.

59

POZO G

Company

Well Name G

Unique Well Identifier (UWI)-999.25

Field

Country State

Location

GScale : 1 : 1000

DEPTH (5080.25M - 5431.M) 2/15/2008 18:44DB : RESPALDO_TESIS_FEB (10)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Figura 42. Pozo G

Zona 2

Zona 1

KI

KSan

60

Descripción del pozo G.

Kssf. Volumen de arcilla del 30% el cual hace que la porosidad efectiva disminuya y la saturación de agua aumente, con una saturación de aceite en la parte de arriba en las calizas dolomitizadas pero despreciable, y tenemos calizas arcillosas en la parte de abajo. Ksan. Volumen de arcilla del 30%, una saturación de agua alto del 100%, una porosidad efectiva nula. La roca es una caliza arcillosa. KI. Calizas dolomitizadas, con poco volumen de arcilla, una saturación de agua de 40% y de aceite 60%. JST. En la parte inferior del registro, presenta alto volumen de arcilla (30%), la roca es una caliza calcárea, con saturación de agua del 80% y saturación de So del 20%. JSK. No se registra debido a que la perforación no la alcanzó. Z1. Esta zona no podría pasar desapercibida, ya que aunque no es muy potente, si cuenta con una So del 80%, y una porosidad de 2 a 3 UP y una permeabilidad 6.76 a 3.75 milidarcy. Se propone como una zona de interés que podría ser disparada. Z2. Es de gran espesor y abarca todo el KI, con una baja arcillosidad, una porosidad de 2 a 3 UP, una So de 90% y una buena permeabilidad intrínseca. La cual tendrá una buena producción de hidrocarburos.

61

POZO I

Company PEMEX

Well Name I

Unique Well Identifier (UWI)-999.25

Field

Country State

Location

IScale : 1 : 1000

DEPTH (5088.25M - 5407.M) 2/15/2008 18:46DB : RESPALDO_TESIS_FEB (12)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Figura 43. Pozo I

62

Descripción del pozo I Zona A Kssf. En el intervalo de 5080 – 5125.Se observa en el carril 7 el porcentaje de Volumen respecto a la litología correspondiente... 20% DE Vsh. 80% DE Vcz En el carril 8 se obtiene la Porosidad efectiva 3.3 UP DE Øe En el carril 9 se obtiene la saturación de agua y la saturación de hidrocarburo. 65% DE SW 35% DE SO En el carril 10 se obtiene la permeabilidad de 3.58 milidarcy. En el intervalo de 5080 – 5195. Se observa en el carril 7 el porcentaje de volumen respecto a la litología correspondiente. 35% de vsh. 65% de vcz En el carril 8 se obtiene la porosidad efectiva. 0 a 3.3 UP % de øe En el carril 9 se obtiene la saturación de agua y la saturación de hidrocarburo. 90% de sw 10% de so En el carril 10 se obseeva la permeabilidad nula. Zona B KSan. En el intervalo de 5195 – 5250. Se observa en el carril 7 el porcentaje de Volumen respecto a la litología correspondiente. 20% de vsh. 45% de vcz 35% de vdol En el carril 8 se obtiene la porosidad efectiva. 3.3 UP de øe En el carril 9 se obtiene la saturación de agua y la saturación de hidrocarburo. 30% de sw 70% de so En el carril 10 se obtuvo la permeabilidad de12.9 milidarcy. Zona C KI. En el intervalo de 5250 – 5380. Se observa en el carril 7 el porcentaje de Volumen respecto a la litología correspondiente. 15% de vsh. 45% de vcz 40% de vdol

63

En el carril 8 se obtuvo la porosidad efectiva. 3.3 UP de øe En el carril 9 se obtuvo la saturación de agua y la saturación de hidrocarburo. 10% de sw 90% de so En el carril 10 se obtuvo la permeabilidad de 12.9 milidarcy. Zona D JsT. En el intervalo de 5380 – 5410. Se observa en el carril 7 el porcentaje de volumen respecto a la litología correspondiente. 20% de vsh. 45% de vcz 35% de vdol En el carril 8 se obtiene la porosidad efectiva. 3.3 UP de øe En el carril 9 se obtiene la saturación de agua y la saturación de hidrocarburo. 65% de sw 35% de so En el carril 10 se obtuvo la permeabilidad de 8.69 milidarcy. ZONA C Y ZONA D. Estas unidades abarcan lo que es la unidad KI y parte de JST contiene una permeabilidad de 8.69 a 12.9 milidarcy consistente en esta zona y una porosidad alta. La saturación de agua es menor que la de hidrocarburos lo que hace atractiva estas zonas.

64

POZO N

Figura 44. Pozo N

Company

Well Name N

Field

Country State

Location

NScale : 1 : 1000

DEPTH (5032.M - 5441.M) 2/15/2008 19:05DB : RESPALDO_TESIS_FEB (17)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI ()6. 16.

GR ()0. 150.

4

MSFL ()0.2 2000.

LLD ()0.2 2000.

LLS ()0.2 2000.

5

NPHI ()45. -15.

RHOB ()1.95 2.95

6

PEF ()0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

JSK

5050

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI ()6. 16.

GR ()0. 150.

4

MSFL ()0.2 2000.

LLD ()0.2 2000.

LLS ()0.2 2000.

5

NPHI ()45. -15.

RHOB ()1.95 2.95

6

PEF ()0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Zona 1

Zona 2

JST

KI

JSK

65

Descripción del pozo N

Kssf esta conformado por arcilla (30%), caliza (68%), dolomía (2%), presenta una saturación de agua del 90%, la saturación de aceite So de un (10%) se tiene una permeabilidad intrínseca K, la porosidad efectiva (phi) va de 2 a 3 UP. Ksan. Predomina un 10% de arcilla, un 80% de caliza y un 10% de dolomía, la porosidad efectiva (PHIE) va de 3 a 5 UP. Presenta una saturación de agua SW (60%), la saturación de aceite So (40%). La permeabilidad intrínseca es de 6.59. KI. Predomina un 15% de arcilla, 65% de caliza, un 20% de dolomía, la porosidad efectiva PHIE va de 3 a 4 UP, presentan una saturación de agua Sw del 20%, la saturación de aceite So es del 80%, la permeabilidad intrínseca es de 6.32. JST. Contiene un 35% de arcilla, 20% de caliza y un 45% de dolomía, la porosidad efectiva PHIE va de 1 a 3 UP, presentan una saturación de agua Sw del 55% la saturación del aceite So es del 45%, la permeabilidad intrínseca va de 3.72. JSK. Contiene un 2% de arcilla, 28% de caliza y un 70% de dolomía, la porosidad efectiva PHIE es de 2 a 5 UP, presentan una saturación de agua Sw del 20%, la saturación de aceite So es del 80%, la permeabilidad intrínseca es de 5.06 milidarcy. Z1. Esta zona abarca todo lo que es la unidad KI l cual representa un bajo volumen de arcilla es de 6.76 a 3.75 su porosidad y permeabilidad, el cual tiene un espesor amplio. Z2.Esta zona abarca dos unidades, el JST.

66

POZO B

Figura 45. Pozo B

JST

KI

Zona 1

Company PEMEX

Well Name B

Unique Well Identifier (UWI)-999.25

Field

Country State

Location

BScale : 1 : 1000

DEPTH (5042.M - 5800.M) 2/15/2008 18:26DB : RESPALDO_TESIS_FEB (1)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM ()0.2 2000.

RESS ()0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

JSK

5050

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

5500

5550

5600

5650

5700

5750

5800UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM ()0.2 2000.

RESS ()0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Zona 2

67

Kssf. Se encuentra a partir de los 5080 metros hasta los 5225 metros, siendo representado principalmente por lutitas calcáreas en su parte inferior, y también por calizas arcillosas en su parte superior. El contenido de dolomita o algún otro mineral es nulo. La porosidad se presenta en dos intervalos bien definidos, en su parte superior (5080-5150 metros) es del orden de 3% en la parte inferior su porosidad es nula. Se encuentra también saturada al 100% por agua. Ksan. 5225-5285 metros se representa casi en su totalidad por calizas con escaso contenido de arcillas. La base de la formación se encuentra constituida por lutitas, en este intervalo su porosidad es cero al igual que la permeabilidad. En la parte donde predominan las calizas su porosidad es de 3.35 a 2.21, siendo la máxima un 2%. Su saturación de aceite en algunos intervalos es mayor a 50%, pero en su mayoría está saturado al 100% por agua. KI se compone principalmente de calizas, las cuales en algunas partes muestran importante contenido de dolomía, y también se encuentran presentes las arcillas. Su porosidad es del orden del 2.5%, aunque en algunos intervalos es de 6%. Toda la unidad se encuentra saturada de aceite en un porcentaje importante (mayor a 50%). Z1 5310-5325., la porosidad es este intervalo varía de un 3% hasta un 6%, y su permeabilidad intrínseca es de 37.3 a 6.48, el contenido de aceite es aproximadamente del 75%, y este intervalo se encuentra constituido principalmente por dolomía (80%) caliza (15%) y arcillas (5%).

68

POZO H

Figura 46. Pozo H

Zona 1

Company

Well Name H

Unique Well Identifier (UWI)-999.25

Field

Country State

Location

HScale : 1 : 1000

DEPTH (5077.25M - 5465.5M) 2/15/2008 18:45DB : RESPALDO_TESIS_FEB (11)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

CGR (API)0. 150.

4

RT (ohm.m)0.2 2000.

RESM (ohm.m)0.2 2000.

RESS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cm3)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

69

Descripción del pozo H Kssf. Se encuentra a partir de los 5080 metros hasta los 5225 metros, siendo representado principalmente por lutitas calcáreas en su parte inferior, y también por calizas arcillosas en su parte superior. El contenido de dolomita o algún otro mineral es nulo. La porosidad se presenta en dos intervalos bien definidos, en su parte superior (5080-5150 metros) es del orden de 3% en la parte inferior su porosidad es nula. Se encuentra también saturada al 100% por agua. Ksan. 5225-5285 metros se representa casi en su totalidad por calizas con escaso contenido de arcillas. La base de la formación se encuentra constituida por lutitas, en este intervalo su porosidad es cero al igual que la permeabilidad. En la parte donde predominan las calizas su porosidad es de 3.35 a 2.21, siendo la máxima un 2%. Su saturación de aceite en algunos intervalos es mayor a 50%, pero en su mayoría está saturado al 100% por agua. KI se compone principalmente de calizas, las cuales en algunas partes muestran importante contenido de dolomía, y también se encuentran presentes las arcillas. Su porosidad es del orden del 2.5%, aunque en algunos intervalos es de 6%. Toda la unidad se encuentra saturada de aceite en un porcentaje importante (mayor a 50%). Z1 5310-5325, la porosidad es este intervalo varía de un 3% hasta un 6%, y su permeabilidad intrínseca es de 37.3 a 6.48 milidarcy, el contenido de aceite es aproximadamente del 75%, y este intervalo se encuentra constituido principalmente por dolomía (80%) caliza (15%) y arcillas (5%).

70

POZO O

Figura 47. Pozo O

Zona 2

Company PEMEX

Well Name O

Field

Country State

Location

OScale : 1 : 1000

DEPTH (5200.25M - 5504.25M) 2/15/2008 19:08DB : RESPALDO_TESIS_FEB (18)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

4

"MSFL" ()0.2 2000.

"LLD" ()0.2 2000.

"LLS" ()0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cc)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

JSK

5250

5300

5350

5400

5450

5500

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

4

"MSFL" ()0.2 2000.

"LLD" ()0.2 2000.

"LLS" ()0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cc)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

PEF (B/E)0. 15.

7

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

8

PHIE (V/V)0. 15.

9

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Zona 1

JST

KSan

KI

JSK

71

Descripción del pozo O Kssf.- Incluida entre los metros 5200-5228m, presenta un volumen de de arcilla alto (40%) dentro de un volumen de caliza (60%) por lo cual se puede decir que es una zona sucia. Tiene una porosidad que varía entre 0 y 5 dependiendo de las intercalaciones de arcilla. Posee una saturación de agua total (100%) es decir sin contenido de hidrocarburo, con una permeabilidad 5.52 a 45 milidarcy . Ksan.-De la profundidad de 5228-5280m esta zona presenta bajo volumen de arcilla (aprox. 15%) con algunas intercalaciones de dolomita, siendo en su mayor parte caliza (65%). La porosidad efectiva tiene valores oscilantes a 6 y con una saturación de agua de un 40%, resultando un 60% de saturación de hidrocarburo, con un a permeabilidad 62.8 a 16.8 milidarcy . KI.-Encontrándose entre los 5280-5330m de profundidad, esta unidad se presenta como una zona casi limpia (VSH-10%) y con importantes intercalaciones de dolomía que ocupan más de la mitad de la unidad litológica. Mantiene una porosidad de 3.5, gozando de una permeabilidad buena. Resulta una zona de interés debido a su alta saturación de hidrocarburos (85%). JST.- Comprendido aproximadamente entre los 5330 y 5438m, encontramos una dolomía calcárea con inserciones de arcillas (VSH-30%), una porosidad de 3 que se ve afectada por la arcilla con una saturación de agua de un 35% y una saturación de aceite del 65%. La permeabilidad se ve afectada por la arcilla, pero de cualquier forma puede ser una zona de interés. JSK.- Por último tenemos la zona comprendida entre 5438 y 5505 que es donde termina el pozo. Esta unidad se encuentra prácticamente limpia es decir libre de arcilla ya que solo tiene un volumen de un 5%. Se trata de una dolomía calcárea con una porosidad de 3 UP, baja saturación de agua 15% y una saturación de hidrocarburo del 85%. Goza de una permeabilidad 5.89 a 3.83 milidarcy y es una zona potencialmente explotable. Z1.Principalmente se muestra muy buena saturación de aceite en el KI.

72

POZO P

Figura 48. Pozo P

Company PEMEX

Well Name P

Field

Country State

Location

PScale : 1 : 1000

DEPTH (5280.M - 5531.25M) 2/15/2008 19:20DB : RESPALDO_TESIS_FEB (19)

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

4

MSFL (ohm.m)0.2 2000.

LLD (ohm.m)0.2 2000.

LLS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cc)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

7

PHIE (V/V)0. 15.

8

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

KSsf

KSan

KI

JST

5300

5350

5400

5450

5500

UNIDAD 2

DEPTH

(M)

3

CALI (inch)6. 16.

GR (API)0. 150.

4

MSFL (ohm.m)0.2 2000.

LLD (ohm.m)0.2 2000.

LLS (ohm.m)0.2 2000.

5

NPHI (dec)45. -15.

RHOB (gm/cc)1.95 2.95

DT (uSec/ft)140. 40.

6

VSH (V/V)0. 100.

VCZ (V/V)0. 100.

VDOL (V/V)0. 100.

VANH (V/V)0. 100.

VHA (V/V)0. 100.

VARE (V/V)0. 100.

7

PHIE (V/V)0. 15.

8

SW (V/V)0. 100.

SW

SO

PERMEABILIDAD

KINT

Zona 1

KI

73

Descripción del pozo P La columna sedimentaria que perfora este pozo contiene 4 unidades estratigráficas, desde el Cretácico Superior San Felipe al Jurásico Superior Kimmeridgiano. Dividiéndolo por zonas, tomando en cuenta las unidades comprendidas tenemos la siguiente interpretación: KSsf.- Este espesor que se encuentra entre los metros 5285 a 5310, está conformado por arcilla aproximadamente en un 70% y un 30% de caliza. Se puede observar que tiene una porosidad efectiva del 0% debido al alto contenido de arcilla y también por esta razón es que tenemos un 100% de saturación de agua. La permeabilidad es igual a 0, sin embargo se nota que en la profundidad 5285 disminuye la arcilla y la permeabilidad aumenta. Ksan.-Esta zona está comprendida entre las profundidades de 5310 a 5355. Sin embargo, se ha subdividido en tres zonas, variando la permeabilidad en éstas entre los valores de 5.44 y 95.3 milidarcy . La primera que se encuentra entre los 5310-5320 m que tiene aproximadamente un porcentaje de arcilla del 30% y un 70% de caliza con una saturación de agua del 100%. La segunda zona contenida entre los 5320 y los 5340 m con un contenido de arcilla que disminuye hasta un 15% y con su consecuente aumento de caliza hasta un 85%. Se puede observar una porosidad efectiva de 3.4 y una saturación de agua de un 30% y una saturación de aceite de un 70%, además de que la permeabilidad aumenta. No obstante, que tiene un So alta, es una zona de un espesor muy corto. En la tercera zona se encuentra nuevamente un aumento de arcilla hasta casi un 70%, una disminución de caliza, observando con esto que se tiene reiteradamente una saturación de agua del 100% y una permeabilidad nula. KI.-Esta es la zona que realmente importa pues es de un espesor de casi 200 m (5355-5530), con una litología predominante de calizas, intrusiones de arcilla e importantes intrusiones de dolomía. Como sabemos la dolomía es un proceso que trae consigo un aumento de porosidad, afectando la permeabilidad que oscila entre los 3.13 mDarcys (profundidad 5355) y 25.3 milidarcy .(profundidad 5394).Se encuentra que existe una porosidad efectiva de 3 y una saturación de agua de un 25% lo que arroja una saturación de aceite de un 75%. JST.-Por último se tiene contenido en este pozo el límite entre el KI y el JST. Se concluye que la porosidad observada en este pozo es en su mayoría secundaria de tipo vugular y menor por fracturamiento.

74

Figura 49. Sección AGIN

Figura 50. Sección Estratigráfica (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

A G I NA G I N

75

Figura 51. Sección de BHOP.

Figura 52. Sección estratigráfica. (Arteaga Chávez et Al, Proyecto Final, 2008)

76

4.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICO ESTRUCTURAL El objetivo de la interpretación sísmica es obtener como producto final un marco geométrico de las diferentes unidades estructurales y estratigráficas de un área, que sumado a la geología, dará un modelo confiable, que será indicador de cómo se encuentra el subsuelo y delimitará áreas que puedan ser de interés. El análisis directo de la señal mediante la extracción de atributos e inversión sísmica, puede proporcionar indicadores directos de hidrocarburos. El análisis de velocidades sísmicas es necesario para convertir la información al dominio de la profundidad y con esto tener una visión más clara y poder evaluar las posibilidades de una unidad geológica determinada. En el presente apartado se realiza la interpretación y el análisis de las secciones en tiempo, correspondiente a las inline y a las crossline del cubo sísmico, buscando fijar la concordancia existente entre los horizontes, las fallas y los pozos presentes en este estudio. Observando el siguiente orden en el análisis de las secciones sísmicas, es como se obtiene el producto final:

Calibración de información sísmica con datos de pozos

Determinación de facies sísmicas

Definición de las fallas principales

Definición geométrica de facies y secuencias sísmicas y modelos estructurales

4.2.1 Modelo de fallas Para definir las fallas en el cubo sísmico, se procedió de la siguiente manera: En primer lugar se marcan manualmente las fallas 2-D, en ocasiones auxiliándose con la ventana 3-D para tener una visión más general y aplicando algunos atributos sísmicos para aclarar detalles estructurales, posteriormente, empleando el atributo de Ant Tracking se generan los fault patch fólder, los cuales muestran todas las fallas existentes en el cubo sísmico. Sin embargo después se tiene que hacer una evaluación con la sísmica y verificar que estas fallas realmente existan, pues en ocasiones se encuentra el ruido estructural que puede crear la ilusión de fallas inexistentes. Ya que se han establecido las fallas, y los horizontes han sido interpretados, se continúa con el acomodo de las fallas en cada uno de los horizontes, donde los planos de falla sean obvios. En la figura 53 se muestra el picado que se realiza de forma manual siguiendo los horizontes tomando como referencia el pozo A en la inline 520. Posteriormente auxiliándose con la ventana 3D se observa ausencia de seguimiento del picado, ya sea debido a la calidad de la información o debido a que el horizonte no se encuentra bien definido.

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Figura 53. Picado manual de horizontes sobre la xline 520 en la ventana de interpretación.

Figura 54. Ventana 3D donde se observa la falla inversa sobre el picado de horizontes.

Figura 55. Falla mostrada en el cruce de inline y xline en una ventana 3D.

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Posteriormente aplicando el atributo del coseno de la fase se verifica la secuencia, ya que este atributo sísmico resalta las fallas, además de que permite localizar fallas secundarias Estas fallas son de tipo normal y atraviesan el anticlinal con dirección NE - SW mientras que la falla inversa lo cruza con dirección NW - SE

Figura 56. Ventana de interpretación con fallas.

Figura 57. Picado de un horizonte en ventana 3D cortado por la falla principal inversa, y por

fallas normales.

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En esta figura se muestra la dirección de las secciones estudiadas, que pasan por los pozos AGIN y BHOP, donde también se observa que la falla inversa no atraviesa a ninguna de las dos. La sección AGIN es atravesada por las 3 fallas normales y la sección BHOP es cruzada por 2 fallas centrales con dirección NE – SW.

Figura 58. Fallas que atraviesan las secciones AGIN y BHOP.

Tomando esta sección EBHOPMNCDAE estudiada, se observa que solo atraviesan las fallas normales centrales.

Figura 59. Fallas Normales que atraviesan la sección EBHOPMNCDAE.

Figura 60. Muestra las fallas en el atributo coseno de la fase.

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Figura 61. Muestra las fallas y el horizonte en el atributo de varianza.

4.2.2 Interpretación y Configuración de Horizontes (unidades litoestratigráficas) En las ventanas de Interpretación se realizó el picado de los horizontes, tanto manualmente como con la herramienta de semi-autotracking. Los horizontes que se definieron fueron los siguientes:

Cretácico Superior (KS)

Cretácico Superior San Felipe (KSsf)

Cretácico Superior Agua Nueva (KSan)

Cretácico Inferior (KI)

Jurásico Superior Tithoniano (JST)

Jurásico Superior Kinmeridgiano (JSK)

Figura 62. En esta imagen se observan las cimas de los horizontes interpretados.

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4.2.2.1 Cretácico Superior Este horizonte muestra un anticlinal asimétrico, en el que se pueden apreciar tres fallas que inciden de manera directa en su diseño estructural, las cuales fueron modeladas de manera manual y mediante bastones de falla se dio seguimiento a su echado y rumbo, su presencia, indica que fueron formadas por los eventos tectónicos asociados a la formación del Golfo de México. Su modelado en el software se hizo de manera manual, debido a que la información fue clara y confiable. Este horizonte se encuentra ubicado sobre el KSsf, pertenece al conjunto de unidades sello del sistema petrolero del mismo campo, de este horizonte no se tienen registros geofísicos, por lo tanto no podemos estimar su espesor.

Figura 63. Picado del horizonte.

Figura 64. Superficie del horizonte Cretácico Superior cortado por las fallas.

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4.2.2.2 Cretácico Superior San Felipe

El horizonte se localiza a una profundidad de 4890 metros y para su modelado fueron utilizados los atributos sísmicos varianza y coseno de la fase, visualizándose el desplazamiento de las fallas y la traza del horizonte.

Figura 65. Picado del horizonte cruzado por tres fallas.

Figura 66. Picado del horizonte en ventana 3D con interesección de inline y crossline.

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4.2.2.3 Cretácico Superior Agua Nueva

Muestra un anticlinal asimétrico, en el que se pueden apreciar 3 fallas, 2 de tipo inversas y una normal, la falla de tipo inversa con dirección norte- noroeste del campo. Su modelado en el software Petrel®, se hizo de manera manual.

Figura 67. Mallado del horizonte en ventana 3D.

Figura 68. Superficie cortada por la falla inversa principal.

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4.2.2.4 Cretácico Inferior

La configuración del KI en tiempo presenta buena calidad y continuidad en casi todo el cubo sísmico.

Figura 69. Picado del horizonte KI en una ventana de interpretación.

Figura 70. Picado final del horizonte en una ventana 3D.

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Figura 71. Fallas principales que cortan al horizonte KI.

Figura 72. Configuración del horizonte KI en una ventana 3D.

En este horizonte se muestran tres altos cortados por fallas las cuales sirvieron como trampa, estos se pueden ver en la parte izquierda de la figura anterior.

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4.2.2.5 Jurásico Superior Thitoniano Esta unidad se encuentra entre el KI y el JSK. Está conformada por calizas dolomitizadas con intercalaciones de arcillas. El horizonte tiene un buzamiento NE-SW detectado gracias a la visualización del la superficie. Es atravesado por una falla inversa con dirección NW-SE, y por otras tres fallas normales con dirección NE-SW. El bloque del alto muestra anticlinal asimétrico en casi toda la estructura debido a una compresión que es donde se encuentra nuestro yacimiento. Este horizonte se considera como una roca sello para el jurasico superior kinmeridgiano. El intervalo de picado generando el mallado interpretada cada 1 línea tanto de inline como de crossline. A partir de la inline 1925 a la 1950, no se presenció continuidad en el horizonte por lo tanto no se pudo seguir el picado; lo mismo sucedió con las crosslines 420-443 (ubicadas en la parte norte) donde no se distinguía de forma clara el horizonte. El horizonte es productor de hidrocarburos.

Figura 73. Configuración del horizonte en ventanas 2D (inline 1894, xline 534).

Figura 74. Mallado y superficie del horizonte JSK.

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4.2.2.6 Jurásico Superior Kinmeridgiano Este horizonte pertenece al jurásico superior y se encuentra entre las unidades estratigráficas JST y Oxfordiano. El picado se realizó a intervalos de 3 en 3 en inline y crossline. De la inline 1927-1950 el horizonte no se alcanza a distinguir claramente, debido a ruido, por lo cual no se pudo continuar definiéndolo, de la misma forma que sucedió en el rango de las crossline de la 420-450 (parte NW) pues la información no era muy clara. Este horizonte tiene una buena porosidad, pues está dolomitizado; en su mayoría está formado por caliza dolomitizada. Se encuentra dividido por una falla inversa con rumbo NW-SE y por tres fallas normales con rumbo NE-SW, que se encuentran en el anticlinal. Los pozos se encuentran distribuidos en esta parte del anticlinal (que corresponde al bloque del alto tomando como referencia la falla inversa), específicamente en la parte de la cresta. La falla inversa conforma un sistema principal, mientras que las normales son un sistema secundario. Debido a la profundidad de este horizonte, no se alcanzó a perforar con todos los pozos, entonces no se encuentra en todos los registros. Siendo el pozo A el que se tomó como referencia para poder comenzar a picarlo en las secciones sísmicas. Este horizonte puede ser almacenador debido a que tiene una alta porosidad.

Figura 75. Horizonte en ventanas de interpretación (Inline 1894, Xline 535).

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Figura 76. Picado del horizonte en ventana 3D en la intersección de una inline y una xline.

Figura 77. Superficie del horizonte JSK.

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CONCLUSIONES

1 – El uso de la tecnología se debe de tomar como una herramienta de ayuda para el profesionista, y nunca se debe dejar de lado el aspecto humano y de sentido común en las interpretaciones. 2 – Los softwares o plataformas como Petrel® e Interpetrophysics® agilizan la interpretación sísmica y los registros geofísicos. 3 – Los softwares Petrel® e Interpetrophysics® permiten una mejor visualización de los datos sísmicos y de registros geofísicos como se pude observar en las figuras mostradas en este trabajo tanto en ventanas 2D como en ventanas 3D. 4 - Los softwares Petrel® e Interpetrophysics® permiten integrar datos de diferentes métodos como el sísmico y el de registros geofísicos. 5 – La caracterización del sistema petrolero recalca la importancia que tiene la roca almacenadora en los horizontes del Jurásico superior y del Cretácico Inferior y por lo tanto el enfoque petrofísico del presente trabajo se centro en destacar sus propiedades actuales como son la Porosidad efectiva, la Saturación de agua (Sw)y la permeabilidad (K). 6 – Se concluye que las formaciones Agua Nueva y san Felipe funcionan para este campo como rocas sello. 7 – Uno de los resultados relevantes del trabajo presentado es la nueva posición de las fallas inversas y normales reconocidas que por lo tanto traen consigo la nueva compartamentalización del campo. 8. Aunque se tiene información de que este campo petrolero ya esta casi agotado, con nuevas herramientas como las que se aplicaron en este trabajo se podrían ubicar los remanentes existentes en dicho campo y por lo tanto enfocar un nuevo programa de recuperación secundaria a este campo.

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Bibliografía Benavides, G.L. Domos salinos del Sureste de México, Bol. Asoc. México Geol.. Petrolera. Vol35, tomo 1, pp.9-35 Carrasco a, Bases teóricas e interpretación de registros geofísicos de pozo, México 1996, UNAM Facultad de ingeniería. Ewing. T.E. The GuLf of México, Structural Framework. Geol. Soc. of America Vol J, pp. 31-52 González Reyes Javier, Procesado sísmico 2D para la aplicación de atributos sísmicos instantáneos en apoyo a la delimitación de anomalías sísmicas relacionadas a yacimientos de gas en la cuenca de Veracruz , Tesis ESIA-Ticomán IPN, México D.F. 2000 J.Labo A Practical introduction to borehole geophysics Society of Exploration geophysicists, Vol 2 PEMEX Exploración y Producción, Reservas de Hidrocarburos en México 2004 Schlumberger, Introduction to petrel- seismic visualization and interpretation pp 139 pp Schlumberger, Petrel, Introduction Course Petrel workflow tools 1-314 S.E.G. Apuntes de procesado de Datos Sismológicos 2002 Sheriff, R; Geldart, L.P. Exploración Sismológica, Vol I&II Torres Verdim, presentación 2003 Arteaga Chávez Miguel Angel, Castillo Hernández Maricela, Hidalgo Saavedra Verónica, Martínez Ramos Marco Antonio, Rios Delgado Samantha Beatriz, Rios Martínez Daniel, Valdez Flores Germán, Yáñez Vazquez Rodrigo. Seminario de actualización en Integración de Datos sísmicos 3D y Registros Geofísicos. De sísmica 3D y Petrofísica en un yacimiento en el Sureste de México, 2008. ESIA-TicománIPN.

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Índice de Figuras Figura 1. Esquema de Metodología. ............................................................................... 7

Figura 2. Fallas regionales del área de Chiapas-Tabasco. ......................................... 8

Figura 3. Columna estratigráfica del área Chiapas-Tabasco. .................................... 9

Figura 4. Principales Campos Productores del Sureste de México. ........................ 10

Figura 5. Localización del campo A. ............................................................................. 11

Figura 6. Configuración estructural del campo A ........................................................ 12

Figura 7. Sección estratigráfica entre los pozos F-C-I-M-P, donde se aprecian los espesores de los estratos y estructuras. ...................................................................... 12

Figura 8. Columna Estratigráfica local. Eventos Tectónicos y Rasgos del Sistema Petrolero del Campo A. ................................................................................................... 14

Figura 9. Mapa general para las dos secciones. ........................................................ 15

Figura 10. Sección estratigráfica que comprende a los pozos K-H-G-I-J-L ........... 15

Figura 11. Sección estratigráfica que comprende a los pozos F-C-121-I-M-P ...... 16

Figura 12. Corte visto de Norte a Sur, se observa como las capas del Js Tithoniano al Ks Méndez tienen una inclinación hacia el oeste. .............................. 16

Figura 13. Corte Visto Oeste a Este, se observa al Js y Ki formando un par de estructuras, las cuales convergen hacia la zona central de pozos. ......................... 17

Figura 14. Corte visto de Este a Oeste, las capas del Js al Ki muestran una inclinación ligera hacia el sur. ........................................................................................ 17

Figura 15. Corte visto de sur a Norte, como en la Figura 12 se vuelve a observar la estructura. ..................................................................................................................... 18

Figura 16. Intersección N-S y E-W en dirección del campo. ...................................... 18

Figura 17. Principales rocas generadoras del área. .................................................... 24

Figura 18. Estas trampas se encuentran en el KI y Js. ............................................... 25

Figura 19. Fuente explosiva Figura 20. Geófono ... 28

Figura 21. Grabación de datos ...................................................................................... 28

Figura 22. Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2-D. ......................... 29

Figura 23. Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000) ............................................................. 30

Figura 24. Guía de diseño .............................................................................................. 30

Figura 25. Estaciones ...................................................................................................... 31

Figura 26. Fuentes ........................................................................................................... 31

Figura 27. Parámetros totales del Diseño .................................................................... 32

Figura 28. Gráfica del bin ................................................................................................ 33

Figura 29. Fold Total ........................................................................................................ 33

Figura 30. Distribución de offsets .................................................................................. 34

Figura 31. Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las características geológicas. (Chen, 1997) ................................................................................................ 37

Figura 32. Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la ondícula (Chen, 1997) ..................................................................................................... 38

Figura 33. Tabla para realizar la gráfica T-Z con base en el pozo A ....................... 41

Figura 34. Gráfica Tiempo - Profundidad del pozo A .................................................. 41

Figura 35. Registro Geofísico. ....................................................................................... 42

Figura 36. Tipos de Sondas para la Toma de Registros ........................................... 45

Figura 37. Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2003) .................................................................................................................................. 49

Figura 38. Determinación de la porosidad y la ............................................................ 52

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Figura 39. BVW (Bulk Volume Water), BVI (Bulk Volume Irreducible), CBW (Clay Bound Water). ................................................................................................................... 53

Figura 40. Secciones de pozos ...................................................................................... 56

Figura 41. Pozo A ............................................................................................................ 57

Figura 42. Pozo G ............................................................................................................ 59

Figura 43. Pozo I .............................................................................................................. 61

Figura 44. Pozo N ............................................................................................................ 64

Figura 45. Pozo B ............................................................................................................ 66

Figura 46. Pozo H ............................................................................................................ 68

Figura 47. Pozo O ............................................................................................................ 70

Figura 48. Pozo P ............................................................................................................ 72

Figura 49. Sección AGIN ................................................................................................ 74

Figura 50. Sección Estratigráfica ................................................................................... 74

Figura 51. Sección de BHOP. ........................................................................................ 75

Figura 52. Sección estratigráfica. .................................................................................. 75

Figura 53. Picado manual de horizontes sobre la xline 520 en la ventana de interpretación. ................................................................................................................... 77

Figura 54. Ventana 3D donde se observa la falla inversa sobre el picado de horizontes. ......................................................................................................................... 77

Figura 55. Falla mostrada en el cruce de inline y xline en una ventana 3D. .......... 77

Figura 56. Ventana de interpretación con fallas. ........................................................ 78

Figura 57. Picado de un horizonte en ventana 3D cortado por la falla principal inversa, y por fallas normales. ....................................................................................... 78

Figura 58. Fallas que atraviesan las secciones AGIN y BHOP. ............................... 79

Figura 59. Fallas Normales que atraviesan la sección EBHOPMNCDAE. ............. 79

Figura 60. Muestra las fallas en el atributo coseno de la fase. ................................ 79

Figura 61. Muestra las fallas y el horizonte en el atributo de varianza. .................. 80

Figura 62. En esta imagen se observan las cimas de los horizontes interpretados.............................................................................................................................................. 80

Figura 63. Picado del horizonte. .................................................................................... 81

Figura 64. Superficie del horizonte Cretácico Superior cortado por las fallas. ...... 81

Figura 65. Picado del horizonte cruzado por tres fallas. ............................................ 82

Figura 66. Picado del horizonte en ventana 3D con interesección de inline y crossline. ............................................................................................................................ 82

Figura 67. Mallado del horizonte en ventana 3D. ....................................................... 83

Figura 68. Superficie cortada por la falla inversa principal. ...................................... 83

Figura 69. Picado del horizonte KI en una ventana de interpretación..................... 84

Figura 70. Picado final del horizonte en una ventana 3D. ......................................... 84

Figura 71. Fallas principales que cortan al horizonte KI. ........................................... 85

Figura 72. Configuración del horizonte KI en una ventana 3D. ................................ 85

Figura 73. Configuración del horizonte en ventanas 2D (inline 1894, xline 534). . 86

Figura 74. Mallado y superficie del horizonte JSK. .................................................... 86

Figura 75. Horizonte en ventanas de interpretación (Inline 1894, Xline 535). ....... 87

Figura 76. Picado del horizonte en ventana 3D en la intersección de una inline y una xline. ........................................................................................................................... 88

Figura 77. Superficie del horizonte JSK. ...................................................................... 88