instituto politÉcnic o nacional escuela superior de

INSTITUTO POLITÉCNIC O NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

ESIA UNIDAD - TICOMÁ N

SEMINARIO DE PETROFÍSICA

“ATRIBUTOS SÍSMICOS DE VOLUMEN Y DE SUPERFICIE

APLICADOS A UN MEGACUBO SÍSMICO MARINO”

TRABAJO FINAL

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO GEOFÍSICO

PRESENTA:

CADENA ORTÍZ NERI ADRIÁN

CASTELLANOS HERNÁNDEZ HUMBERTO

LÓPEZ DOMÍNGUEZ EDGAR AUGUSTO

OLIVAS HERNÁNDEZ ANTONIO

CDMX 2019

Seminario de Petrofísica del Campo LKS

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AGRADECIMIENTOS

A nuestros padres:

Por su apoyo incondicional en todo momento, por todos los consejos dados durante

cada etapa de nuestra vida; el camino que emprendimos al iniciar nuestra carrera lo

hicimos con su apoyo y hoy lo culminamos tomados de su mano, este no solo es un

éxito conseguido por nosotros si no también un éxito para ustedes ya que cada paso

que dábamos con el paso del tiempo lo han ido dando junto con nosotros, estando

siempre a nuestro lado pese a que algunos kilómetros nos separaban, por esto y mucho

más les agradecemos por su comprensión y su dedicación.

A los profesores:

Dr. Enrique Coconi Morales, Ing. Efrén Murillo Cruz y al Ing. Alejandro Mendoza

Maravillas por su labor muchas veces subestimado, se enfocan en cuidar los saberes del

mundo y permitirles a otros expandir sus conocimientos, nos ayudan a vivir del sueño de

superarnos y cumplir nuestras expectativas y de siempre ir por la constante mejora para

ver a nuestro país crecer y que seamos mejores personas

En esta ocasión no ha sido la excepción y exaltamos su trabajo y les agradecemos con

creces por ayudarnos a cumplir nuestra meta. Muchas gracias.


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Contenido

AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................................. 5

RESUMEN .................................................................................................................................................. 8

ABSTRACT .................................................................................................................................................. 8

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 9

1.1 MARCO GEOLÓGICO .........................................................................................................................10

1.2 ANTECEDENTES DE LA REGIÓN LKS-KSN ...........................................................................................10

1.3 LOCALIZACIÓN ...................................................................................................................................11

1.4 CAMPO LKS .......................................................................................................................................12

1.5 CAMPO KSN .......................................................................................................................................12

1.6 MARCO GEOLÓGICO LOCAL ..............................................................................................................12

1.7 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL .................................................................................................................14

1.8 EVALUACIÓN GEOLÓGICA .................................................................................................................15

1.9 CUENCA TAMPICO-MISANTLA ..........................................................................................................17

CAPÍTULO 2 .............................................................................................................................................23

2.1 MÉTODO DE REFLEXIÓN SÍSMICA .....................................................................................................23

2.2 INTERPRETACIÓN DE DATOS SÍSMICOS ............................................................................................25

2.3 ANÁLISIS DE FACIES SÍSMICAS ..........................................................................................................25

2.4 ESTUDIOS PREVIOS ...........................................................................................................................26

2.5 INTERPRETACIÓN DE SECUENCIAS SÍSMICAS 2D ..............................................................................26

2.6 REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO. ....................................................................................................27

2.6.1 RAYOS GAMMA. .........................................................................................................................29

2.6.2 REGISTROS ELÉCTRICOS. ............................................................................................................30

2.6.3 REGISTROS ACÚSTICOS ..............................................................................................................31

2.7 CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN .....................................................................................33

2.7.1 POROSIDAD ................................................................................................................................33

2.7.2 PERMEABILIDAD .........................................................................................................................34

2.7.3 ÍNDICE DE SATURACIÓN DE FLUIDOS.........................................................................................34

2.7.4 FACTOR DE FORMACIÓN ............................................................................................................35

2.8 ELECTROFACIES .................................................................................................................................35

CAPÍTULO 3 .............................................................................................................................................37


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3.1 ATRIBUTOS SÍSMICOS DE VOLUMEN. ...............................................................................................37

3.1.1 STRUCTURAL SMOOTHING ........................................................................................................38

3.1.2 COSENO FASE .............................................................................................................................38

3.2 LOCALIZACIÓN DE POZOS .................................................................................................................39

3.3 INTERPRETACIÓN DE FALLAS ............................................................................................................44

3.4 ATRIBUTOS SÍSMICOS DE SUPERFICIE ...............................................................................................47

3.4.1 Atributo de Superficie Structural Smoothing .............................................................................47

3.4.2 Atributo de Superficie Coseno Fase ...........................................................................................48

48

3.4.3 Atributo de Superficie Chaos .....................................................................................................49

3.4.4 Atributo de Superficie Varianza .................................................................................................50

3.5 IMPORTACIÓN DE DATOS DE POZO ..................................................................................................51

3.6 INTERPRETACIÓN DE DATOS DE POZO .............................................................................................52

3.6.1 DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA ...........................................................................53

3.6.2 CALCULO DE LA POROSIDAD TOTAL Y EFECTIVA .......................................................................53

3.6.3 CÁLCULO DE SW (Saturación de Agua) ......................................................................................55

3.6.4 ZONAS DE PAGA. ........................................................................................................................56

CONCLUSIONES: ......................................................................................................................................58

ECUACIONES ...........................................................................................................................................62

REFERENCIAS ...........................................................................................................................................63


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RESUMEN

A través de los años, la sísmica de reflexión ha sido de gran importancia como una

herramienta para la exploración de hidrocarburos, la cual ha tenido grandes cambios en

sus métodos de adquisición para ser más eficiente y precisa.

En este trabajo se realizó la aplicación de diferentes atributos sísmicos enfocados en la

determinación de las características estructurales para las zonas de interés de un

megacubo sísmico marino.

La presente obra fue realizada para poder visualizar de una manera más clara y precisa

la geología del campo de interés. Con un análisis de las secciones sísmicas 2D y 3D para

lograr la interpretación y determinación de las estructuras geológicas tales como la

estratigrafía y la geología estructural del área de interés, utilizando los diferentes atributos

y propiedades del software Petrel ® para tener una mejor evaluación geológica. De la

misma manera se realizó un breve análisis petrofísico de los registros geofísicos de pozo,

tales como los cálculos de volumen y la ubicación de las zonas de interés, los cuales se

realizaron con el apoyo del software Interactive Petrophysics ®.

ABSTRACT

Over the years, the seismic of reflection has been of great importance as a tool for the exploration of hydrocarbons, which has been a great change in their acquisition methods to be more efficient and accurate. In this work the application of the different seismic attributes focused on the determination of the characteristics of the areas of interest of a marine seismic megacube was made. The present work was carried out in order to visualize in a clearer and more precise way the geology of the field of interest. With an analysis of 2D and 3D seismic sections to achieve the interpretation and determination of geological structures such as stratigraphy and structural geology of the area of interest, using the different attributes and properties of Petrel ® software to have a better geological evaluation. In the same way, a brief petrophysical analysis of the geophysical well logs was carried out, such as the volume calculations and the location of the areas of interest, which were carried out with the support of Interactive Petrophysics ® software.


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INTRODUCCIÓN

El Campo LKS perteneciente al Activo Integral Poza Rica Altamira, se descubrió en el

año de 2002 con la perforación del pozo LKS-1, el cual atravesó 14 yacimientos de

edades Plioceno y Mioceno Inferior, a una profundidad de 1900 a 2900 m. Las

producciones de gas fluctuaron entre 3 y 23 mmpcd en las cinco pruebas de producción

realizadas.

Se localiza en la plataforma continental en aguas territoriales del Golfo de México, frente

a las costas de Veracruz en un tirante de agua de 63 m, entre las ciudades de Nautla y

Vega de Alatorre. El tipo de roca almacén son litorenitas de grano muy fino de edad

Plioceno Inferior al Mioceno Superior, se encuentran a una profundidad promedio de

entre 1900 y 2900 m, resultaron 14 arenas productoras cuyos espesores brutos y netos

varían entre15 - 25 m y 3 - 15 m respectivamente, los rangos de porosidad entre 15%,

25% y 120 % y su permeabilidad entre 4 y 30 milidarcies.

El tipo de fluido es gas seco con densidad relativa que varía de 0.55 a 0.57 gr/cm3, la

viscosidad del gas entre 0.01 y 0.09 Cp, la saturación de agua entre 38 y 70 %, la

temperatura de fondo entre 60 y 90 °C, la presión entre 206 y 280 kg/cm2.

Con los estudios realizados empleando la sísmica 3-D y el procesado de atributos

sísmicos, así como el resultado de las pruebas de presión producción que se realizaron

y del análisis nodal, se certificaron las reservas del campo, quedando al 1º de enero

2006 (mmmpc): en 1P: 247, en 2P: 381 y en 3P: 614.Con estas bases se planteó la

estrategia de desarrollo del campo, la cual consistió en la perforación de cuatro pozos

duales con terminación múltiple selectiva y dos pozos sencillos, con terminación

múltiple selectiva en TR de 7” y TP de 3 ½”.

Se cuenta con una estructura recuperadora con sus instalaciones de producción, un

gasoducto de 24” x 25 km, y para el transporte delgas se realizó la construcción de una

estación de procesamiento y manejo de gas, denominada “El Raudal”, con una

capacidad para procesar 300 mmpcd, también se tiene una estación de compresión con

dos turbinas que pueden manejar 100 mmpcd de gas c/u a una presión de 750 lb/pg2.

Actualmente el campo cuenta con seis pozos productores, LKS - 1, 2, 11, 12, 21 y 22;

y con 3 pozos delimitadores, LKS - DL1, DL2 y DL3. La producción actual es de

Qg=107.8 mmpcd, y se tiene una acumulada a marzo de 2007 de Gp=27.8 mmpcd (Ing.

Luis Octavio Alcázar, PEP).


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1.1 MARCO GEOLÓGICO El Estado de Veracruz está formado en su mayoría en dos grandes regiones, la Llanura

Costera del Golfo Norte y la Llanura Costera del Golfo Sur, ambas separadas por la

Faja Volcánica Transmexicana, que dan origen a dos provincias petroleras importantes:

la de Tampico-Misantla, que se aborda en este capítulo, y la provincia de la Cuenca

Petrolera de Veracruz también conocida como la Cuenca del Papaloapan.

En base a la geología regional, ésta se abordará con la geología regional de la provincia

petrolera de Tampico-Misantla, la cual se encuentra localizada al sur del Estado de

Tamaulipas hasta la zona central del Estado de Veracruz, los extremos orientales de

los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, el norte del Estado de Puebla, así como el

occidente del Golfo de México hasta la isobata de 200 [m] (PEMEX, 2013).

El Cinturón Extensional Quetzalcóatl se encuentra en el margen oeste del Golfo de

México, que está caracterizado por sistemas de fallas normales de crecimiento

(Roman-Ramos et al, 2001, 2004). Está asociado con la deformación de la Plataforma

Continental Cenozoica, que se caracterizó por desprendimientos ocasionados por

gravedad arriba de la zona de desprendimiento del Neógeno. Si bien Buffler et al 1977

definió con perfilaje de sismología de reflexión continua multicanal con dos soluciones

alternativas:

a) empuje tectónico desde el oeste.

b) una caída por gravedad de deslizamiento hacia el Golfo.

En los trabajos de Roman-Ramos et al (2004) y Solomón-Mora et al (2004)

identificaron el predominante estilo estructural de la corteza y talud continental Oeste

del suroeste del Golfo, estableciendo un mecanismo de deformación que une al

Cinturón Extensivo Quetzalcóatl y a las Cordilleras Submarinas Mexicanas, Mexican

Ridges, mediante un desprendimiento en común ocurrido en el Eoceno Superior y a

nivel del Oligoceno.

1.2 ANTECEDENTES DE LA REGIÓN LKS-KSN

En el año 1998 iniciaron los planes para la exploración de la región de Lks, la cual años

más tarde resultó ser un campo de gas no asociado. En el transcurso del año 2002 se

perforó el pozo de gas no asociado Lks-1, que incrementó las reservas 2P del país en

el orden de 410.5 mmpcd.

Durante el transcurso de 2004 se perforó el pozo Ksn-1 el cual pertenece al campo Ksn,

ubicado a 12 kilómetros del pozo Lks-1, seguido en el año 2005 por el pozo Ksn-101.

Para el año 2006 el campo LKS acumuló una deuda aproximada de 3 mil millones de

dólares, lo cual ponía como única opción el abandono del proyecto a fines de 2006

inicios de 2007 (Rodríguez, 2005), cosa que no se dio.


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1.3 LOCALIZACIÓN

El área de exploración LKS se encuentra ubicada en la Plataforma Continental, frente

a las costas del Estado de Veracruz, entre Cabo Rojo y la Punta de Zempoala. que

cubre una extensión aproximada de 10,800 kilómetros cuadrados, de los bloques de

exploración integrados Figura 1.

Debido a su extensión, se divide en 3 zonas principales: LKS Norte, LKS Sur y LKS

Profundo, es donde los campos, LKS de gas seco y el KSN de gas húmedo se

encuentran ubicados.

Esta área está conformada por varios yacimientos de roca clástica del Cenozoico Superior

(PEMEX, 2005).

Figura 1. Localización del área de exploración LKS y del volumen tratado, recuadro interior,

Modificada de PEMEX 2004.


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1.4 CAMPO LKS

El campo LKS geográficamente se encuentra localizado Costa Fuera en la parte norte

del Estado de Veracruz, entre los poblados de Tecolutla y Punta Delgada, cubre un área

de 3477 kilómetros cuadrados.

Geológicamente se encuentra en la Plataforma Continental del Golfo de México en la

porción Sureste costa fuera de la cuenca de Tampico-Misantla y comprende parte del

segmento de la secuencia Cenozoica progradacional en lo que aparentemente es la

extensión marina de esta cuenca.

1.5 CAMPO KSN

El Campo KSN, localizado a 14 kilómetros del campo LKS, el cual cuenta con

características petrofísicas y de fluido muy similares a existentes en el campo LKS. Se

diferencian en que el campo KSN cuenta con tres tipos de secuencias de areniscas

potenciales que se ubican en el subsuelo en donde se tiene un tirante de agua que varía

entre 175 a 250 metros. Las profundidades de los yacimientos oscilan entre los 1900

[m] y 3400 [m] con presiones de 280 y 320 [kg/cm2], (Luis A, 2012).

1.6 MARCO GEOLÓGICO LOCAL

La región de Lankahuasa cuenta con que la tendencia existente sea de fallas de

crecimiento, la cual está dominada por deslizamientos tectónicos y grabens

extensionales, donde la mayor parte de su secuencia de fallas se encuentran en las

secuencias sedimentarias del Plioceno, (CNH, 2013).

De las fallas que dominan la tendencia en Lankahuasa, las que se convierten en lístricas

son las más importantes, las cuales están asociadas con depósitos desde el Mioceno

Superior y Plioceno. El occidente del Golfo de México cuenta con una serie de fallas

que aparecen durante gran parte del paquete del Neógeno y sus asociadas fallas

antitéticas menores.

Estos movimientos extensionales junto con el crecimiento de las fallas, provocó la

creación de "grabens" que dieron origen a cuencas más jóvenes y mejor desarrolladas.

Estos grabens cuando son posicionados en el techo de los estratos, dentro de ellos se

forman estructuras de "rollover" (AAPG, Memoir 90, 2009), Figura 2.

De manera más local, en el campo Lankahuasa su columna estratigráfica regional, a

nivel regional, se constituye por rocas calcáreas, areniscas, lutitas y dolomías del

Jurásico y carbonatos y arcillas del Cretácico (Mesozoico); en el Cenozoico, sedimentos

arcillo-arenosos, arenas, conglomerados, lutitas y areniscas (Cenozoico) (CNH, 2011).


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Los sedimentos del Cenozoico en el campo Lankahuasa realizan la función de roca

almacenadora y rocas sello, estando constituidas las primeras por areniscas del

Cenozoico y las segundas mediante secuencias arcillosas del Mioceno-Plioceno

"Lankahuasa".

Figura 2. Composición 3D y 2D de la zona central de la tendencia del Lankahuasa. (AAPG,

Memoir 90, 2009).

El campo Kosni, descubierto con la perforación del pozo Kosni-1, se encuentra

conformado por trampas de rocas terrígenas pertenecientes al Plioceno y Mioceno, las

cuales son parecidas a los horizontes de producción del campo Lankahuasa.

La estructura del Kosni es una continuación de las facies productoras del Lankahuasa.

Estructuralmente corresponden a una estructura de “rollover” limitada por una falla

antitética que se une en la parte profunda del sistema de fallas lístricas (Luis A, 2012).

La secuencia geológica es la misma encontrada en la zona sur de la provincia Tampico-

Misantla. Gracias a la información perteneciente al pozo Kosni-1 (PEMEX, 2004), la

columna estratigráfica corresponde con una secuencia de sedimentos clásticos de un

espesor de:

1. 418 metros de sedimentos del Pleistoceno

2. 1,506 metros de sedimentos del Plioceno Superior

3. 305 metros de sedimento de Plioceno Medio

4. 822.2 metros de sedimento de Plioceno Temprano

5. 276.8 metros de sedimento de Mioceno Superior


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1.7 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

Estructuralmente el campo se encuentra en la parte sur de un bloque alargado en

dirección Noroeste-Sureste, que corresponde a una estructura roll-over, limitada por

fallas sintéticas principales que se unen en profundidad al sistema lístrico regional.

Estratigrafía

El paquete sedimentario del Terciario en la Cuenca de Tampico-Misantla, está

constituido por una secuencia siliciclástica alternada con lutitas. El pozo Kosni-1

atravesó una secuencia de sedimentos clásticos; 418 metros de espesor del

Pleistoceno, 1506 metros del Plioceno Superior, 305 metros del Plioceno Medio, 882.2

metros del Plioceno Inferior y 276.8 del Mioceno Superior, sin alcanzar la cima de

Mioceno Medio, dichas unidades también fueron atravesadas por el pozo Kosni-101 y

son correlacionables entre ambos pozos.

Trampa

La trampa es combinada para el yacimiento más profundo, ya que en el extremo tiene

un sello contra falla con un cambio de facies evidenciado por el pozo Kosni-101, para

los yacimientos intermedios la trampa es estructural.

Roca Generadora

El campo Lankahuasa cuenta con rocas generadoras lutitas carbonosas, deleznables y

calcáreas que se encuentran alternadas con calizas arcillo carbonosas del Jurásico

Superior Oxfordiano, las cuales se pueden referenciar a la cuenca de Tampico-Misantla,

ya que la columna estratigráfica de esta zona es muy parecida. El Campo Kosni por su

parte, sus rocas generadoras son arcillas y lutitas del Jurásico Superior y del Eoceno.

Roca Almacenadora

Las rocas almacenadoras del Campo Lankahuasa son sedimentos Cenozoicos

principalmente constituidos por areniscas, mientras que en el Campo Kosni son

cuarzoarenitas compuestas de roca ígnea, rocas sedimentarias feldespáticas calizas

pobremente seleccionadas, así como pirita cementada en una matriz arcillosa con una

pobre porosidad primaria.

Roca Sello

En el Campo Lankahuasa, al igual que sus rocas almacenadoras, sus rocas sellos son

sedimentos Cenozoicos, los cuales están constituidos por secuencias arcillosas del

Mioceno-Plioceno. Dentro del Campo Kosni sus rocas sello están formadas por lutitas

con aportes verticales y laterales de arenas productoras.


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Yacimiento Las rocas del Yacimiento están constituidas por arenas de cuarzo, con fragmentos de

rocas ígneas gris oscuro, fragmentos de rocas sedimentarias feldespatos, calcita férrica

y pirita, probablemente clasificados, soportados en una matriz arcillo calcárea con

porosidad primaria intergranular.

Reservas

El volumen original 3P de gas natural incorporado por los pozos Kosni-1 y 101 es 243.7

millones de ft3, en tanto las reservas originales de gas natural, 1P, 2P y 3P estimadas

son de 6.2, 24.0 y 32.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

respectivamente.

1.8 EVALUACIÓN GEOLÓGICA

La evaluación geológica tiene por objetivo estimar la distribución de las propiedades

petrofísicas, de tal manera que permita inferir canales preferenciales de flujo, zonas de

barreras de permeabilidad o variaciones estratigráficas (acuñamientos, erosiones

parcial o total de algunos cuerpos de arena o no depositación), lo cual pueda impactar

las estimaciones del volumen original del gas.

Figura 3. Estructura del campo LKS Petrel .


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El Campo LKS se localiza en una estructura anticlinal del roll–over, con buzamiento

hacia el SE limitado por una falla lístrica sintética al SW y una antitética al NE; además

se encuentra afectada localmente por varias fallas secundarias, Figura 3.

Las arenas que han resultado potencialmente productoras forman parte de las

secuencias terciarias del Plioceno Inferior al Mioceno Superior, las cuales consisten

principalmente de litoarenitas de grano fino con cuarzo y fragmentos de caliza como

componentes principales. Su espesor varía entre 3 y 25 m, con una parte grano

creciente o regresiva y una parte grano decreciente o transgresiva. Además, presentan

porosidades de 15– 25 % y permeabilidades de 4-30 mD y con resistividades que

fluctúan entre los 2 y 10 ohms.

La presión de los yacimientos varía desde 206 - 280 kg/cm2. El ambiente de depósito

para estas arenas es marino de plataforma abierta, de Edad Mioceno (Ing. Luis

Octavio Alcázar, PEP).

Nomenclatura

• kg/cm2: Kilogramos sobre centímetros cuadrados.

• gr/cm3: Gramos sobre centímetros cúbicos.

• m: Metros (espesor neto/bruto).

• EPMG: Estación de procesamiento y manejo de gas “El Raudal”.

• Bgi: Factor de volumen de gas.

• Qgi: Gasto inicial de gas.Gp: Producción acumulada de gas.

• %: Porcentaje (porosidad).

• md: Milidarcies (permeabilidad).

• 1P: Reserva probada (MMMpc).

• 2P: Reserva probada + probable (MMMpc).

• 3P: Reserva probada + probable + posible (MMMpc).

• %: Porcentaje (saturación de agua).

• T: Temperatura.

• TR: Tubería de revestimiento.

• TP: Tubería de producción.

• cp: Centipoise (viscosidad del gas).

(Ing. Luis Octavio Alcázar, PEP).


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1.9 CUENCA TAMPICO-MISANTLA

Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de

basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que

evolucionó a una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón

Plegado de la Sierra Madre Oriental fue emplazado al occidente de la cuenca.

La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los

siguientes elementos tectónico-estructurales y estratigráficos, Figura 4.

Figura 4. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla (Rivero,

2012).

El Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias como su límite norte,

Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de Tantima, el Paleocañón de

Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana; y de este a oeste

se tiene el Alto o Isla de Arenque, Alto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente Tectónico

del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. Algunos de estos

elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidades

litoestratigráficas según el régimen tectónico.


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Geometría de la Cuenca Tampico-Misantla

La geometría actual de la Cuenca Tampico-Misantla es producto de varios eventos

tectónicos que forman parte de la evolución de la megacuenca del Golfo de México.

Etapa de rifting.

Se relaciona a la primera etapa de apertura del Golfo de México desarrollada del

Triásico Tardío al Jurásico Medio en la que se formaron fosas, Figura 5.

Figura 5. Apertura del Golfo de México, margen activa en el Triásico-Jurásico Medio (PEMEX

2010).

En el Triásico se depositaron potentes espesores de Lechos Rojos, de origen

continental, constituido por areniscas, limolitas y conglomerados con clastos de rocas

extrusivas basálticas y riolíticas.

A principios del Jurásico Temprano comienza la transgresión marina, dando origen en

la porción centro-oriental de México a la Cuenca de Huayacocotla. Esta constituye una

depresión irregular de edad Jurásico Temprano-Medio, de aguas someras a profundas,

bajo un régimen de sedimentación rítmica tipo Flysch.

En el Jurásico Medio se generaron movimientos relativos de los bloques de Basamento

existentes, que provocaron la retirada de los mares, restituyendo en el centro y oriente

del país las condiciones continentales, efectuándose a la vez manifestaciones de

actividad ígnea que afectaron a la Formación Huayacocotla en varias localidades de la

porción sur del sector oriente de la Sierra Madre Oriental.


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Etapa de margen pasivo.

A partir del Jurásico Tardío Figura 6, se presenta un amplio margen pasivo que se

relaciona con el establecimiento del Golfo de México. Este margen pasivo contiene la

primera unidad transgresiva temprana de subsidencia rápida y finaliza con la formación

y emplazamiento de las grandes plataformas carbonatadas en el Cretácico Medio,

Figura 6.

Figura 6. Relleno sedimentario de las fosasen el Jurásico Medio-Jurásico Tardío (PEMEX 2010).

Evento orogénico laramídico.

En el Cretácico Tardío la sedimentación del margen pasivo concluyó por el inicio de los

efectos de la orogenia Laramíde que dio origen a la Sierra Madre Oriental, Figura 7.

Figura 7. Efecto de la Orogenia Laramìde en el Cretácico Tardío (PEMEX 2010).


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Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron plegadas y

cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación, la carga tectónica provocó

la subsidencia por flexura de la corteza y dio origen a la cuenca de antepaís o antefosa

de Chicontepec durante el Paleoceno-Eoceno (Figura 8), en la que se depositaron

grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos tipo flysch, correspondientes a las

formaciones del Grupo Chicontepec.

Figura 8. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno Tardío (PEMEX

2010).

Marco estratigráfico y ambientes de depósito en la cuenca

Tampico-Misantla.

La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Figura 9),

descansa discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y

metamórficas de edad Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto

en el norte como en el sur de la cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan,

a diferentes profundidades que varían entre 2440 a 4181 m.

El basamento subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del Liásico en

la porción occidental y centro del área, a la Formación Cahuasas en la porción oriental

y sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico en las áreas adyacentes al

Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental.


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La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y

lechos rojos de la Formación Huizachal del Triásico Tardío; sobre los cuales se

depositaron sedimentos de la Formación Huayacocotla, la cual está constituida en su

miembro inferior por conglomerado, areniscas y limolitas que fueron transportados por

corrientes de alta energía y depositadas en forma de abanicos aluviales indicando el

inicio del relleno de las fosas.

El miembro intermedio, está constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y lutitas

con amonites lo cual hace suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la costa.

El miembro superior está formado por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerado y se

caracteriza por plantas fósiles continentales como las cicadofitas por lo que se sugiere

un ambiente de tipo fluvial.

Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la

apertura del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por

sedimentos continentales constituidos por conglomerados, areniscas y lutitas de

coloración rojiza depositados posiblemente por corrientes aluviales en fosas durante el

Bathoniano, los cuales presentan mayores espesores en los depocentros de los synrift

y se adelgazan hasta acuñarse contra los altos de basamento sobre el cual descansan

discordantemente.

Sobre estos sedimentos continentales se depositaron calizas oolíticas y bioclásticas del

miembro inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el inicio de una secuencia

transgresiva.

Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone anhidríticos y anhidritas del

miembro superior de la Huehuetepec. Durante el Calloviano, una transgresión marina

más extensa, estableció un ambiente de plataforma abierta representada por la

Formación Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que

gradúan verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la

Formación Santiago, que corresponde a una de las secuencias generadoras de

hidrocarburos en la cuenca.


pág. 22

Figura 9. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera y

Hernández, 2010).


pág. 23

CAPÍTULO 2

2.1 MÉTODO DE REFLEXIÓN SÍSMICA

De manera general, el método de reflexión sísmica está basado en la propagación de

ondas sísmicas de baja frecuencia, las cuales son generadas en la superficie por una

fuente de energía artificial tal como se observa en la Figura 10. Dichas ondas viajan a

través del subsuelo y se reflejan de vuelta a la superficie cuando se encuentran con

interfaces entre formaciones geológicas con diferencias en sus propiedades físicas, las

cuales son principalmente densidades y velocidades. Las ondas que se reflejan en esas

interfaces regresan a la superficie donde son registradas mediante receptores llamados

geófonos y son registradas de manera digital.

Figura 10. Método sísmico de reflexión (Chelotti, L., Acosta, N., Foster, M., 2009).

Las ondas que se generan, utilizadas en la prospección sísmica son principalmente

compresivas y de cizalla, P y S respectivamente. Las ondas P y S de denominan

comúnmente como ondas de cuerpo, debido a que se propagan en el interior del medio.


pág. 24

Las ondas P son compresivas y longitudinales, viajan a una velocidad la cual depende

directamente de las propiedades elásticas y las densidades de las rocas. Por otro lado,

las ondas S viajan de manera transversal, con movimientos oscilatorios perpendiculares

a la dirección de propagación, causando cizallamiento cuando la onda es transmitida y

se propagan de manera más lenta que las ondas P.

El principio elemental de la exploración sísmica es la creación de un pulso sísmico a

partir de un disparo de energía artificial en/o cerca de la superficie terrestre, el cual se

propaga en el medio y es reflejado o refractado en interfaces que delimitan formaciones

con diferentes propiedades. En cuanto a las ondas reflejadas que vuelven a la

superficie, se registra su amplitud y el tiempo de ida y vuelta de viaje de cada una

respectivamente.

Las interfaces donde se reflejan las ondas diferencian las formaciones geológicas con

velocidades de propagación de las ondas y densidades diferentes. Esto se le conoce

como impedancia acústica (Z), la cual es producto de las densidades de una formación

por la velocidad de propagación de las ondas en esa formación. El contraste entre las

impedancias acústicas se le conoce como Coeficiente de Reflexión.

En una interface de resolución, tenemos la resolución vertical y la resolución horizontal.

La resolución vertical es la capacidad de separar dos eventos próximos. La resolución

horizontal depende de la frecuencia y de la velocidad de propagación de las ondas en

el interior de la Tierra, entre mayor sea la frecuencia de una formación, menor será el

rayo y menor la resolución Figura 11.

Las frecuencias de adquisición usadas con mayor frecuencia en la reflexión sísmica

para la búsqueda de hidrocarburos varían de entre 5 y 100 Hz. Esto quiere decir que, a

mayor profundidad, serán más bajas las frecuencias y esto implica que para detectar la

cima y la base de una capa en profundidad, éstas tienen que ser separadas por una

distancia mucho mayor comparada con las capas más superficiales.

Figura 11. Variaciones en la frecuencia con la profundidad. Con el aumento de la profundidad

habrá una disminución de la frecuencia de la señal (Ashton et, al., 1994).


pág. 25

2.2 INTERPRETACIÓN DE DATOS SÍSMICOS

El proceso de interpretación sísmica consiste en identificar las reflexiones sísmicas que

se reflejan en las estructuras geológicas en el subsuelo. Es de suma importancia

conocer la historia geológica del área de estudio y correlacionar los datos de pozo con

los datos sísmicos.

Los datos sísmicos de mayor relevancia comúnmente incluyen secciones de volúmenes

sísmicos, u modelos de velocidades y predicción de propiedades petrofísicas (Sheriff

y Geldart, 1995). El área de estudio muchas veces contiene pozos donde las

formaciones de interés fueron identificadas y relacionadas con los datos de la sísmica,

a partir de sismogramas sintéticos son usados con modelos de velocidades para

relacionar la profundidad del pozo con el tiempo de llegada de las ondas en la sección

sísmica utilizada para localizar los horizontes de mayor importancia.

El análisis sísmico puede ser dividido en dos tipos, los cuales deben ser efectuados de

manera combinada: la interpretación estratigráfica consiste en la interpretación de

paquetes sísmicos con eventos sísmicos similares para definir las secuencias

deposicionales y litoestratigráficas de un área determinada; y la interpretación

estructural, la cual se basa en la interpretación de la geometría de los reflectores con

base en los tiempos de reflexión, y en la identificación de las fallas y estructuras

geológicas (Kearey y Brooks, 1991).

La interpretación estratigráfica, incluye trazar secuencias sísmicas las cuales

representes a las diferentes unidades deposicionales, mediante la interpretación de

facies sísmicas que nos dan muestras fehacientes para la definición de los ambientes

deposicionales en que la litología se depositó.

2.3 ANÁLISIS DE FACIES SÍSMICAS

Los modelos geológicos son formados a partir de las propiedades de las rocas, tales

como permeabilidad, porosidad, tipo de flujo, litología y demás propiedades de los

yacimientos que son fundamentales para la exploración y producción de los campos

petroleros.

Los datos sísmicos 3D a diferencia de los datos de pozo, abarcan enormes áreas de

estudio, asumiendo que las propiedades de las rocas y de los fluidos afectan a las trazas

sísmica con respecto a la amplitud, y puede considerarse que en el análisis de las

variaciones de los datos sísmicos de la zona pueden ser utilizados como herramientas

para la construcción de modelos. La interpretación de parámetros extraídos de las

reflexiones sísmicas, incluyendo la geometría, continuidad, amplitud, frecuencia y

velocidad de intervalo; es llamada, análisis de facies sísmicas (Cant DJ, 1982). El

análisis de facies sísmicas es realizado a través de técnicas de reconocimiento de


pág. 26

patrones, donde a través de la combinación adecuada de atributos sísmicos, se busca

la identificación de las características geológicas de los yacimientos.

2.4 ESTUDIOS PREVIOS

Antes de que se realizara algún trabajo se hicieron estudios de campos previos, a partir de prospecciones sismológicas tridimensionales, lo cual permitió efectuar la interpretación de siete horizontes sísmicos y la definición de cinco cuerpos objetivos, susceptibles de contener desarrollos arenosos con acumulaciones de gas.

El área de LKS se obtuvieron núcleos con manifestaciones de gas termogénico y

fluorescencia, lo que indica presencia de rocas generadores similares a las de cuencas

de Veracruz, Tampico y Burgos ubicadas al sur y al norte del área, las rocas madres

han sido identificadas en formaciones del jurásico superior y terciario. Además, en estas

zonas aledañas se tienen algunas manifestaciones de hidrocarburos y se han registrado

por medio de muestreos del fondo marino, donde se clasificaron como gases

termogénicos. La definición de la trampa de la localización se derivó del estudio sísmico

tridimensional LKS.

Además, desde el punto de vista geológico, esta zona marina del Golfo de México es

considerada como productora de gas y aceite, este último es menor proporción, lo cual

queda en manifiesto por la analogía que guarda en el pozo High Island A-7 No. 2,

ubicado dentro del golfo de México, aproximadamente a 70 km costa afuera de

Galveston, Texas, EE.UU. (SEMARNAT, 2009).

2.5 INTERPRETACIÓN DE SECUENCIAS SÍSMICAS 2D

En la siguiente Figura 12, se muestra la secuencia de actividades desarrolladas:

Análisis de secuencias sísmicas, geometrías, análisis de facies y sus posiciones

estructurales.

Para realizar la interpretación de los datos sísmicos también se tomaron en

consideración las metodologías descritas por Bubb & Hatleid, 1977 (interpretación

sísmica) y Sheriff, 1980 (Interpretación estratigráfica de datos sísmicos), las cuales

tienen puntos en común, con ligeras diferencias y en el orden de realización, pero al

final buscan y cumplen el mismo objetivo, la interpretación de datos sísmicos para la

proposición en este caso de un modelo estructural.


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Figura 12. Diagrama para estudio sísmico propuesto por Bubb y Hatlelid, Modificado por AAPG

Memoir 26, 1977.

Teniendo como base éstos métodos sugeridos por Bubb & Hatleid (AAPG Memoir 26,

1977) y Sheriff (1980), para la interpretación de datos sísmicos se empieza por lo más

general, que es el contacto y manejo inicial con los datos así como con la carga de los

datos sísmicos y de los registros de pozo en el software Petrel , el mapeo de los datos

sísmicos referenciados y localización de pozos así como la obtención de las tendencias

estructurales de la geología y las correlaciones, las más relevantes posibles en los

análisis sismoestratigráficos para la interpretación.

2.6 REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO. Los registros de pozos son la representación gráfica obtenida por una sonda con varios

transmisores y receptores, de una propiedad física de la formación geológica respecto

a la profundidad a lo largo del eje del pozo. Algunas de las propiedades de la roca que

se pueden obtener son:

1. Litología.

2. Resistividad/conductividad eléctrica.

3. Densidad/Velocidad.

4. Geometría.

5. Porosidad.

6. Permeabilidad.

El objetivo principal de estas herramientas es la obtención y localización de

características del pozo y de la formación adyacente como son: los cambios de litología,

la desviación y rumbo del pozo, la medición del diámetro del pozo, la dirección y echado

de la formación, zonas de afectación a la misma, así como la evaluación de la

cementación. Como se ejemplifica en la Figura 13 existen varios tipos de registros,

divididos principalmente en función de la herramienta y su principio físico que utiliza

para crear el registro de pozo.


pág. 28

Figura 13. Registros Geofísicos de pozos divididos por su herramienta.

Para ejemplificar mejor que son los registros geofísicos, en la Figura 14, se muestra los

registros del pozo LKS-1:


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Figura 14. Hoja de registros Geofísicos de pozos pertenecientes al Pozo Lz-1 del Campo

Lankahuasa, PEMEX 2011.

2.6.1 RAYOS GAMMA.

El principio de medición en que se basa es la detección de radiación natural de tres

elementos radioactivos, los cuales son Uranio, Potasio y Torio. En la meteorización de

las rocas, los elementos radioactivos que contienen se desintegran en partículas del

tamaño de la arcilla, por lo que, las lutitas tienen emisiones de rayos gamma más altos

que las arenas.

Su herramienta correspondiente consta de un detector en el pozo que da una medición

de la emisión continua de rayos gamma naturales. Este detector de centelleo genera

un pulso eléctrico por cada rayo gamma observado y el parámetro que reconoce es el

número de pulsos por segundo que registra el detector.

Desde hace tiempo la radioactividad de las rocas ha sido utilizada para ayudar en la

aproximación de la litología. Generalmente no está establecida o existe una relación

entre las rocas y la intensidad de los rayos gamma medidos, pero existe una relación,

de manera general, de la mineralogía con los contenidos de isotopos radioactivos, como

sugiere Russell, W. en su trabajo; en el cual se tomó un muestreo de 510 rocas

sedimentarias de las que se determinó el promedio de la radioactividad y la frecuencia

de ésta. Denotando qué en unidades de intensidad de rayos gamma muestran que las

calizas, areniscas y dolomías tienen una radioactividad minúscula, los Shales alta,

siendo los Shales bituminosos los más radioactivos (Arroyo & Roig, 1987).

La toma de este registro a comparación de los demás registros es totalmente pasiva,

es decir, no es necesaria la aplicación o inyección de ningún tipo de energía, en lugar


pág. 30

de eso la sonda capta la radiación de rayos gama de la formación. En sus principios la

sonda no era más que un tubo Geiger-Muller.

Actualmente los detectores son cristales centellantes en estado sólido de Yoduro de

sodio (NaI), cuando un rayo gamma golpea contra el cristal es absorbido, lo que produce

un destello el cual será captado por un fotomultiplicador.

La curva de GR se presenta en el este trabajo en el carril #3 y su escala es de 0 a 150

con unidades gAPI. La función principal de la herramienta es la de facilitar el cálculo de

volumen de arcilla en porcentaje, la determinación del espesor de la capa y la detección

de capas permeables. La magnitud del Rayo Gamma en la formación de interés tiene

una relación con el contenido de arcilla de la formación.

𝐼𝐺𝑅 =𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛

𝐺𝑅𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒−𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛 (Ec. 1)

2.6.2 REGISTROS ELÉCTRICOS. Los registros eléctricos convencionales consisten en la medición de la resistividad de la

formación generalmente en las zonas del pozo sin tubería, actualmente posible en

zonas de pozo con tubería. Normalmente los registros de Resistividad y Potencial

Espontáneo (SP por sus siglas en inglés) son tomados al mismo instante. Los registros

de Resistividad se obtienen mediante una sonda con electrodos por la cual pasa una

corriente eléctrica dirigida a la formación y siendo captada por un par de electrodos en

el otro extremo de ésta (Figura 15).

Lo que se busca es una zona permeable con un potencial eléctrico bajo y una alta

resistividad, la cual puede servir como indicador que existe hidrocarburo, ya que, de

existir una baja resistividad en la zona cabe la posibilidad de que existiera un acuífero.

Esto se puede explicar por las características físicas de los dos fluidos en cuestión, el

hidrocarburo líquido, petróleo, es un fluido que se puede considerar como no conductor

o resistivo a las corrientes eléctricas, mientras que el agua por su alta concentración de

sales que puede llegar a contener se convierte en un excelente conductor de las cargas

eléctricas.


pág. 31

Figura 15. Diagrama de la toma de registros eléctricos de resistividad (HI-PRO Water Solutions, 2011).

2.6.3 REGISTROS ACÚSTICOS

El registro acústico se desarrolló primordialmente como un apoyo para la interpretación

de datos sísmicos, pero posteriormente se observó que es muy efectivo para la

determinación de porosidad de las rocas, de tal manera que se ha convertido en un

método bastante común en registros geofísicos de pozos.

La herramienta sónica mide el tiempo de viaje de un impulso sónico a través de una

roca. El radio de propagación de las ondas de compresión a través de la roca depende

de las propiedades elásticas de la matriz de la roca y de los fluidos que contiene como

podemos observarlo en la Figura 16. Específicamente, depende de la composición de

la matriz, el fluido en particular que contiene y de la cantidad relativa de este que está

presente (porosidad). Cuando los dos primeros factores son conocidos, la porosidad

puede determinarse fácilmente. Algunas comparaciones entre la porosidad calculada a

partir del registro sónico y la determinada por medio de análisis de núcleos son, en

varias ocasiones muy parecidas.


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Figura 16. Esquema representativo de una herramienta acústica con un receptor ®Schlumberger.

En la Figura 17 se observa el dibujo esquemático del tipo de sonda utilizada. La

herramienta de registro consiste en un generador de sonido y uno o dos receptores

hechos de material de baja velocidad sónica y alta atenuación. Dentro de la sonda está

el instrumental para transmitir información a la superficie y un medidor de tiempo que

controla la relación de generación de los pulsos de sonido. El generador de sonido

puede ser de cuatro tipos: una aleación de material magnético, un cristal de cuarzo

piezoeléctrico, una chispa eléctrica causada por la descarga de un condensador o un

yunque electromagnético. Los receptores pueden ser de material magnético o tipos de

cristales piezoeléctricos.

En la operación de la herramienta que cuenta con un solo receptor, un medidor de

tiempo comienza a medir el periodo de tiempo y simultáneamente excita al generador

de sonido. El pulso atraviesa el lodo, la sonda y la formación antes de llegar al receptor.

El primer impulso en arribar al receptor activa y para el medidor de tiempo. Las ondas

que viajan a través del lodo y la sonda arriban después y no son medidas. Con el tipo

de receptor simple, el espectro de tiempo entre la generación de señal y el primer arribo

medido incluye el tiempo para el sonido que pasa a través de la sección de formación

aproximadamente igual al espaciamiento y dos veces el tiempo para el pulso que viaja

de la sonda a la formación. El tiempo de lodo debe ser sustraído del tiempo total para

tener un tiempo de tránsito correcto para la formación.


pág. 33

2.7 CONCEPTOS BÁSICOS DE INTERPRETACIÓN

Existe un conjunto de conceptos que son relacionados directamente con la adquisición,

el procesado y la interpretación de registros geofísicos de pozos, asi como la evaluación

de la productividad de un depósito de fluidos. Los cuales son; porosidad, permeabilidad,

saturación de fluidos, factor de formación y electrofacies, los cuales serán descritos de

manera breve a continuación.

2.7.1 POROSIDAD

Es una medida de la cantidad del espacio interno en una roca que es capaz de

almacenar fluidos. Se define como la relación que existe entre los espacios vacíos en

la roca y el volumen total de ésta.

∅ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑜𝑠 𝑣𝑎𝑐𝑖𝑜𝑠

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑟𝑜𝑐𝑎 (Ec. 2)

La porosidad puede ser clasificada de acuerdo al modo en que se originó, ya sea original

o inducida. La porosidad original o primaria es aquella que se desarrolló en el momento

de la depositación, mientras que la inducida es aquella que se generó por procesos

geológicos subsecuentes a la Depositación de la roca. La porosidad original está

representada por la porosidad intergranular en areniscas, la intercristalina por algunas

calizas.

La porosidad inducida está representada por fracturas comúnmente en lutitas, calizas y

vesículas o cavidades de disolución, otro proceso que la genera es la dolomitización.

Existen varios procesos que afectan la porosidad.

a) Acomodamiento de los granos.

1.- Si los granos son esféricos y todos del mismo tamaño darán las siguientes

porosidades para diferentes arreglos geométricos.

Cúbico % Rómbico %

Hexagonal %

b) Cementación.

La cristalización secundaria de cualquier mineral reduce la porosidad. La

cementación de los materiales puede sellar algunos poros por lo que es

necesario definir la porosidad como:

-Porosidad total: la cual es la relación que hay entre el volumen de espacios

vacíos y el volumen total de roca.

-Porosidad efectiva: la cual es la relación de espacios vacíos interconectados

entre el volumen total de roca.


pág. 34

c) Angulosidad y redondez del grano.

d) Granulación: Es un proceso por el cual los granos son quebrados por presión.

En general aumenta la porosidad debido a que la superficie también se

incrementa, reduce la permeabilidad.

e) Solución de minerales por solución de agua, aumenta la porosidad.

2.7.2 PERMEABILIDAD

Es una propiedad del medio poroso y es una medida de la capacidad del medio para

transmitir fluidos. Su unidad de medida es el milidarcy. La permeabilidad representa el

reciproco de la resistencia, en el cual, el medio poroso ofrece resistencia al flujo del

fluido.

La permeabilidad de una roca está afectada por el tamaño y el número de poros por la

que se transporta el fluido. En general la permeabilidad aumenta con la porosidad, pero

esto no sucede siempre, ya que en muchos casos el tamaño del grano disminuye

mientras que la porosidad sigue siendo la misma, En formaciones arenosas el tamaño

del poro y el grano aumentan juntos. En depósitos de carbonatos, el tamaño del poro

es mayor y la porosidad pequeña. Una permeabilidad con un solo fluido en los poros se

denomina permeabilidad absoluta.

La permeabilidad efectiva es aquella que tiene más de un fluido presente en los poros.

Esta es menos que la absoluta. La permeabilidad relativa es la relación que existe entre

la permeabilidad efectiva con un fluido específico y la permeabilidad absoluta.

Es conveniente hacer notar que la permeabilidad es una propiedad muy necesaria para

determinar la explotación de un yacimiento con fluidos. Es una propiedad que no se

puede medir con ninguna herramienta, sólo dan indicios.

2.7.3 ÍNDICE DE SATURACIÓN DE FLUIDOS

Es la fracción del volumen del poro de una roca que está lleno con un fluido, su

expresión es:

𝑆 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 (Ec. 3)

Este índice puede ser calculado a partir de análisis de núcleos o bien inferirse y

calcularse a partir de Registros Geofísicos de Pozos.


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En un análisis de núcleos se determina la saturación de agua, aceite y gas. Dado que

la saturación de aceite en un núcleo puede ser muy útil en la interpretación de datos de

registros eléctricos.

2.7.4 FACTOR DE FORMACIÓN

Es la relación que existe entre la resistividad de una muestra de roca saturada 100%

con agua salda y la del agua que satura a dicha roca. El factor de formación puede

considerarse como el inverso de la porosidad, Puede ser definida en función porosidad

o de las resistividades.

En función de la porosidad:

𝐹 = ∅−𝑚 Fórmula de Archie

𝐹 =𝑎

∅𝑚 Fórmula de Humble para arenas

𝐹 =1

∅2 Formaciones compactas

En función de las resistividades:

𝐹 =𝑅𝑜

𝑅𝑤; 𝐹 =

𝑅𝑜

𝑅𝑚𝑓 (Ec. 4)

2.8 ELECTROFACIES

Este término fue propuesto por Serra y Abbott en 1890 y es definido como el conjunto

de respuestas obtenidas de los registros geofísicos que caracterizan a un estrato y que

permiten distinguirlo de otro.

Las electrofacies comúnmente pueden ser asignadas a una o más litofacies debido a

que las respuestas de los registros geofísicos responden a las propiedades físicas de

las rocas.

Identificarlas es de gran importancia para la búsqueda y caracterización de un

yacimiento. Anteriormente las facies habían sido identificadas manualmente con la

ayuda de métodos gráficos como las gráficas cruzadas y correlacionando sus

comportamientos con los núcleos. Sin embargo, recientemente se ha trabajado en

modelos matemáticos que permiten hacer la identificación de facies un trabajo más

sencillo y automatizado. Estos modelos incluyen métodos basados en estadística

multivariable y de regresión como el método de análisis de componente principal, entre

otros (Arroyo & Roig, 1987).


pág. 36

Los modelos geológicos de los yacimientos son formados a partir de estimativas de

características específicas de las rocas y sedimentos. Estimativas de las propiedades

de las rocas, tales como porosidad, permeabilidad, tipo de fluido, litología, entre otras;

las cuales son fundamentales para la exploración. La descripción e interpretación de

parámetros extraídos de las reflexiones sísmicas, incluyendo geometría, continuidad,

amplitud, frecuencia y velocidad de intervalo; es llamada, análisis de facies. (Cant, D.J.,

1982).

Figura 17. Identificación de Litofacies señaladas con el número cuatro (Avila & Hernández, 2012).


pág. 37

CAPÍTULO 3

3.1 ATRIBUTOS SÍSMICOS DE VOLUMEN. En el presente trabajo se hizo uso de los atributos sísmicos los cuales son medidas

derivadas de la información sísmica, usualmente basada en mediciones de tiempo,

amplitud, frecuencia y/o atenuación.

Se hizo uso de varios Atributos Sísmicos para poder observar de mejor manera las fallas

que se encuentran en nuestra sección, cabe destacar que no todos los atributos sirven para

lo mismo, algunos te pueden ayudar en la búsqueda de un objetivo en particular, pero otros

pueden afectar a la hora de interpretar, en la Figura 18 mostramos la sección original sin

presentar algún Atributo Sísmico.

A continuación, describimos de manera breve cada uno de los atributos que usamos para

el trabajo y así mismo agregamos una sección del mega cubo sísmico del campo LKS, todo

esto logrado con el programa Petrel®.

Figura 18. Sección sin Atributo Sísmico Petrel®.


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3.1.1 STRUCTURAL SMOOTHING Se refiere a un suavizado de la señal de entrada que es guiada por la estructura local; esto

ayuda a aumentar la continuidad de los reflectores sísmicos Figura 19.

Recalcamos de manera importante que para la realización del presente trabajo se usó en

todo momento este atributo sísmico ya que nos ayudó a visualizar de mejor manera

nuestros horizontes los cuales veremos más adelante.

Figura 19. Sección con el Atributo Sísmico Structural Smoothing Petrel®.

3.1.2 COSENO FASE También conocida como ‘Amplitud normalizada’ nos ayuda a delinear de mejor manera las

líneas estructurales, este Atributo Sísmico se suele utilizar junto con Structural Smoothing

para hacer comparaciones el uno con el otro, ya que en ciertas partes de la sección la señal

puede ser débil y con la ayuda del Atributo Sísmico Coseno Fase (Figura 20) podemos

delinear de mejor manera esas líneas estructurales las cuales no alcanzamos a visualizar

con Structural Smoothing.


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Figura 20. Sección con el Atributo Sísmico Coseno Fase Petrel®.

3.2 LOCALIZACIÓN DE POZOS Dentro del Campo LKS se encuentran algunos pozos los cuales trabajamos y marcamos en

el trabajo, la localización de los pozos podremos visualizarlos de mejor manera en una

ventana de mapeo además de ayudarnos conociendo en que Inline y Crossline se

encuentran cada pozo.

Para una mejor comprensión se realizó un cuadro con las localizaciones de cada pozo con

respecto a las Inline y Crossline (Tabla 1) además de añadir la ventana de mapeo para una

mejor visualización de los pozos Figura 21.

Pozo Inline Crossline

LKS-1 22820 1829

KSN-1 22860 839

DL-1 22785 1799

DL-2 22980 1909

DL-3 23110 1989

SHN-1 22230 1009

Tabla 1. Localización de los Pozos con sus respectivos Inline y Crossline.


pág. 40

Figura 21. Ventana de mapeo con los pozos y sus respectivas Inline y Crossline Petrel®.

Una vez visualizados nuestros pozos en una ventana de mapeo y haber creado nuestra

tabla donde podremos visualizar de mejor manera nuestros pozos cuando estemos

interpretando, podemos verlos de mejor manera ya en una ventana en 3-D y conocer de

manera más detalla la ubicación usando nuestra sección sísmica, cabe señalar que

podemos hacer uso ya sea de las sección sísmica con el atributo sísmico Structural

Smoothing o con el atributo sísmico Coseno Fase como lo podemos ver en las Figuras 22

y 23.


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Figura 22. Ubicación de los pozos en una ventana de 3-D usando Structural Smoothing Petrel ®.

Figura 23. Ubicación de los pozos en una ventana de 3-D usando Coseno Fase Petrel ®.


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Para una mejor interpretación al insertar nuestras fallas y horizontes podemos ayudarnos

con una línea compuesta o composite line la cual nos genera una sección en línea por así

llamarla; la cual consiste en una sección más alargada y unida entre los pozos para observar

de manera continua lo que tenemos a los alrededores del pozo, de igual manera esto se

puede hacer con los atributos sísmicos Structural Smoothing y Cose Fase como lo podemos

ver en las Figuras 24 y 25, recordando que estos se usan juntos para compararlos uno con

el otro.

Figura 24. Composite Line usando el atributo sísmico Structural Smoothing Petrel ®.

Figura 25. Composite Line usando el atributo sísmico Coseno Fase Petrel ®.


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Para comenzar con nuestra interpretación añadimos nuestro Horizonte al que denominamos

Mioceno Tardío, cabe señalar que nos encontramos en la ventana de interpretación en la

cual podremos marcar nuestro horizonte y comenzar la interpretación, como se observa en

la Figura 27 tenemos marcado el primer horizonte y asi mismo nuestro pozo original el LKS,

posteriormente fuimos marcando el horizonte cada 10 inline hasta llegar a nuestra inline de

partida.

Figura 26. Sección Sísmica con el Horizonte Mioceno Tardío Petrel ®.


pág. 44

3.3 INTERPRETACIÓN DE FALLAS El método que se uso fue la interpretación clásica, los conjuntos de fallas que se observan

fueron marcadas directamente sobre las secciones sísmicas y sobre las secciones a la

cuales se les aplico el Atributo Sísmico Structural Smoothing, esto para poder observar

mejor la trayectoria de la falla, cabe recalcar que se marcaron 3 fallas en las secciones y

nos fuimos moviendo cada 10 Inlines como podemos observar en la Figura 27.

Figura 27. Fallas marcadas sobre la sección a la cual se le aplico Structural Smoothing Petrel®.

Marcamos las fallas sobre todo el megacubo a cada 10 inline y 10. En la Figura 28, la falla

2 de color amarillo y la falla 3 de color verde fueron más complicadas de visualizar, pero

con ayuda del atributo Chaos fue posible verlas, cabe señalar que nos encontramos

posicionados en la inline 22450.

Falla 1

Falla 2 Falla 3


pág. 45

Figura 28. Fallas 2 y 3 no marcadas sobre la sección a la cual se le aplico Structural Smoothing

Petrel®.

Una vez marcadas nuestras fallas sobre las secciones es posible poder verlas de mejor

manera todas juntas en una ventana 3-D como podemos verla en la Figura 29, la falla 1 de

color naranja es la que más secciones marcadas tiene esto debido a que es la falla más

marcada que tenemos, las fallas 2 y 3 de color amarillo y verde respectivamente son las

que menos fallas marcadas tienen debido a que se pierde conforme avanzamos en la

sección.

Figura 29. Fallas vistas sobre una ventana en 3-D a la cual se le aplico Structural Smoothing

Petrel®.

Falla 1

Falla 3

Falla 1

Falla 2


pág. 46

Cabe destacar que colocamos la ubicación de los pozos para que nos diéramos cuenta por

donde pasa cada una de las fallas y que no pasa sobre alguno de nuestros pozos, así mismo

pueden observar en diferente perspectiva el comportamiento o el rumbo que tienen las fallas

como lo observamos en la Figura 30.

Figura 30. Fallas vistas en un ángulo distinto sobre una ventana en 3-D a la cual se le aplico

Structural Smoothing Petrel®.

Falla 2 Falla 1

Falla 3


pág. 47

3.4 ATRIBUTOS SÍSMICOS DE SUPERFICIE

3.4.1 Atributo de Superficie Structural Smoothing

A continuación, se

muestran los atributos

de superficie los

cuales se usaron en el

presente trabajo;

comenzando con el

atributo Structural

Smoothing y partiendo

desde el mismo, para

la comparación con

los demás atributos y

asi determinar una

zona de interés.

La línea color negra

que se muestra en la

Figura 31 es creada

uniendo los 4 pozos:

DL-1, DL-2, DL-3 y el

pozo principal LKS-1,

siendo la anomalía en

color rojo nuestra

zona de interés,

viendo la misma zona

de interés

mencionada

anteriormente desde

una vista en planta

Figura 31-B.

Figura 31. Mapa Atributo Sísmico de Superficie

Structural Smoothing para la formación Plioceno Temprano,

vista 3D Petrel®.

Figura 31-A. Mapa Atributo Sísmico de Superficie

Structural Smoothing para la formación Plioceno Temprano,

vista en planta Petrel®.


pág. 48

3.4.2 Atributo de Superficie Coseno Fase

Con el Atributo de

Superficie Coseno

Fase podemos

observar en la Figura

32 con vista en 3D y la

Figura 32-A con vista

en planta que dicha

línea creada atreves de

los pozos ya

mencionados

anteriormente está

colocada sobre la

anomalía en color

blanco comparándola

con la anomalía en

color rojo como se

muestra en la Figura

31.


Coseno Fase para la formación Plioceno Temprano,

vista 3D Petrel®.


Coseno Fase para la formación Plioceno Temprano, vista en

planta Petrel®.


pág. 49

Con el Atributo Sísmico

de Superficie Chaos

mostrado en la Figura 33

con vista en 3D y en la

Figura 33-A con vista en

planta de igual manera

que paso con el Atributo

Sísmico Varianza nos es

muy complicado observar

nuestra zona de interés

debido a que Chaos es

utilizado para iluminar y

detallar de mejor manera

las fallas, para el

presente trabajo dicho

atributo se uso como

apoyo mientras

marcábamos las fallas

con el Atributo Sísmico

Varianza.

Si buscamos una zona de

interés en la superficie es

mejor hacer uso de los

Atributos Sísmicos

Structural Smoothing y

Coseno Fase.

3.4.3 Atributo de Superficie Chaos


Chaos para la formación Plioceno Temprano, vista 3D

Petrel®.


Varianza para la formación Plioceno Temprano, vista en

planta Petrel®.

Chaos


pág. 50

3.4.4 Atributo de Superficie Varianza

Con el Atributo Sísmico

de Superficie Varianza

mostrado en la Figura

34 es más complicado

observar nuestra zona

de interés; esto debido

a que dicho Atributo

Sísmico los usamos

para identificar algunas

fallas en el presente

trabajo, nuestro

objetivo era demostrar

que podemos hacer

uso de otros atributos

pese a que su función

era otra.

En lo que respecta con

el Atributo Varianza es

más complicado

observar nuestra zona

de interés.

Mostrando los mismos

resultados desde otra

perspectiva con la vista

en planta Figura 34-A.


Varianza para la formación Plioceno Temprano, vista 3D

Petrel®.


Varianza para la formación Plioceno Temprano, vista en

planta Petrel®.


pág. 51

3.5 IMPORTACIÓN DE DATOS DE POZO

La importación de los datos de pozo se realiza directamente de los datos de pozo que

se obtuvieron con el software Interactive Petrophysics®, para esto, se realiza un control

de calidad antes de realizar la importación con el fin de obtener los parámetros

petrofísicos necesarios para la caracterización del bloque.

Para este trabajo se usó la importación de los datos de pozo en formato LAS; el

programa carga cada dato LAS envuelto o desenvuelto para la versión 1.2 y 2.0 para

cada pozo en archivo LBS. En la ventana de creación (Figura 35) es la interface que el

usuario utiliza para seleccionar las curvas que se van a cargar dentro de IP. Es

necesario seleccionar cada archivo de pozo por separado para poder especificar la

profundidad de pozo, valor nulo y secuencia de pozo.

Figura 35. Interface gráfica de Interactive Petrophysics® para los datos de pozo.


pág. 52

3.6 INTERPRETACIÓN DE DATOS DE POZO

Al finalizar la carga de datos de pozo en nuestro software IP® fue necesario graficarlos

en las distintas ventanas de interpretación de registros que maneja la plataforma del

programa (Figura 36).

Figura 36. Visualización de la ventana de IP® con los registros para el pozo LKS-1 del campo LKS.

Cada uno de los carriles deben estar en el valor numérico correspondiente y debe ser

proporcional al valor de los datos que puedan ser visualizados; con el propósito de

realizar una edición de los datos de acuerdo a los contactos en los horizontes y/o capas.

Otro esquema que es de gran importancia para realizar una correcta interpretación de

los horizontes y su correlación con los datos; es la zonificación.

La zonificación de nuestros pozos está delimitada por nuestros datos de las cimas y

varía con respecto a los contactos entre los horizontes y sus espesores; como se

mencionó anteriormente, nuestro registro de Rayos Gamma nos es de gran apoyo a

determinar el espesor de la capa y la detección de capas permeables; por lo que

calibramos nuestros datos de cimas con los registros de Rayos Gamma.


pág. 53

3.6.1 DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ARCILLA

Para calcular el Volumen de Arcilla (Vcl) se utilizó la Ecuación 1, ya que en nuestros

registros tenemos el valor de RG para cada pozo descrito. En el software de Interactive

Petrophysics existe un menú denominado “Calculation” en el cual introduciremos la

formula ya mencionada y posteriormente realice el cálculo de Vcl de acuerdo a los

valores de RG que contiene cada pozo, ya que el valor no será el mismo del valor mayor

y menor de RG.

Para obtener nuestro Volumen de Matriz (Vma) utilizamos la siguiente ecuación:

𝑉𝑚𝑎 = 1 − 𝑉𝑐𝑙 − ∅ (Ec. 5)

Teniendo asi el valor de Vma, Vcl y la ø, tenemos los suficientes datos para lograr la

realización del cálculo de las zonas de paga.

Una vez obtenidos los datos de cada curva calculados; se pueden guardar en distintos

formatos y volverlos reconocibles para otras plataformas de interpretación.

3.6.2 CALCULO DE LA POROSIDAD TOTAL Y EFECTIVA

La porosidad se calcula a con la curva/registro NPHI ya que proporciona una medida

cuantitativa de la cantidad en porcentaje de porosidad que se encuentra conforme a

la profundidad.

Para obtener estas curvas se seleccionó la opción de “User Formula” en la pestaña de

“Calculation”. Ingresamos los datos necesarios para obtener satisfactoriamente la curva

de PHIE tal como se ve en la figura 37.

La fórmula que se debe de ingresar es:

𝑁𝑃𝐻𝐼 ∗ (1 − 𝑉𝐶𝐿) (Ec.6)


pág. 54

Figura 37. Fórmula para obtener PHIE. IP®

De igual manera se obtuvo el volumen de la matriz ya teniendo VCL y PHIE

ingresando ahí mismo otra formula la cual es:

1 − 𝑃𝐻𝐼𝐸 − 𝑉𝐶𝐿 (Ec. 7)

De esta manera obtendremos la curva de Vma (Volumen de la matriz).


pág. 55

3.6.3 CÁLCULO DE SW (Saturación de Agua)

Para calcular la saturación de agua (Sw) es necesario contar con curvas completas

de resistividad o de Inducción, de lo contrario no se podrá estimar una saturación de

agua, al contar con ellas se procedió a ir a la pestaña “Interpretation” y elegir la opción

“Porosity and Water Saturation”, con este módulo obtuvimos saturación de agua,

porosidad e incluso si se tiene las curvas necesarias puede calcular Mineralogía

(Figura 38).

Figura 38. Módulo de Sw y Porosidad IP®.

La saturación de agua, por medio de los registros resistivos podemos calcularla con ayuda del método de Doble Agua ya que esta nos sirve más que Archie por el factor de que en nuestras formaciones tenemos arcillas y Archie nos ayuda solamente cuando son zonas limpias, la ecuación que maneja el módulo involucra como porosidad a la PHIE (Porosidad efectiva), la cual es la parte de la porosidad que se encuentra libre de arcilla o no ligada a esta (Figura 39.)


pág. 56

Figura 39. Módulo de Sw, Phi y Mineralogía IP®.

3.6.4 ZONAS DE PAGA. Las zonas de paga es la razón por la que se evalúa el pozo para encontrar las zonas

de interés, se les llama zonas de paga debido a que son donde se encuentra el

petróleo y que se puede extraer para obtener un beneficio monetario.

Para determinar las zonas de paga es forzosamente contar con tres curvas que son:

Porosidad, Saturación de Agua y Volumen de Arcilla, teniendo esos tres parámetros

podemos obtener las zonas de paga.

Obtuvimos las zonas de paga (Figura 40) con el módulo de “Cut Off and Sumation”

en la pestaña de “Interpretation” y después de verificar que los parámetros fueran

correctos.


pág. 57

Figura 40. Visualización de los Rayos Gamma, la Porosidad, la Saturación de Agua y el Volumen de Arcilla

con las “Payflags” IP®.


pág. 58

CONCLUSIONES:

• Nos basamos en dos atributos sísmicos de volumen (Structural Smoothing y

Chaos) para poder llegar a marcar de mejor manera nuestros horizontes y

fallas.

• Las secciones sísmicas son congruentes con la geología estructural dado que

se encuentran en un sistema domino de fallas normales con fracturamiento

abundante, gracias al software Petrel® pudimos apreciarlas a mayor detalle y

corroborar esta información.

• Los registros geofísicos de pozo también coinciden con la geología al indicar

mayormente presencia de arcillas y arenas.

• Por su parte debido a los datos arrojados por nuestra curva de resistividad

encontramos que tenemos alto contenido de arcilla y esta zona almacena más

agua que aceite.

• En la parte más baja del pozo LKS debió de disminuir la arcilla y mostrar más

contenido de arena, por lo tanto, podemos inferir que nuestros depósitos se

encuentran en esta zona.

• Confirmamos esta información debido a la curva de permeabilidad.

• En el pozo LKS encontramos menor cantidad de arcilla, a su vez también

encontramos menor volumen de agua y por consiguiente más zonas porosas

donde nuestro hidrocarburo (aceite) queda atrapado.

• Las anomalías de mayor interés que se presentan en el Plioceno Medio se

visualizaron de una mejor manera con los Atributos Sísmicos de Volumen y de

Superfice (Structural Smoothing y Coseno Fase).


pág. 59

FIGURAS

Figura 1. Localización del área de exploración Lankahuasa y del volumen tratado, recuadro

interior, Modificada de PEMEX 2004.

Figura 2. Composición 3D y 2D de la zona central de la tendencia del Lankahuasa. (AAPG,

Memoir 90, 2009).

Figura 3. Estructura del campo LKS Petrel®.

Figura 4. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla

Figura 5. Apertura del Golfo de México, margen activa en el Triásico-Jurásico Medio.

Figura 6. Relleno sedimentario de las fosasen el Jurásico Medio-Jurásico Tardío.

Figura 7. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío.

Figura 8. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno Tardío.

Figura 9. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Escalera y

Hernández, 2010).

Figura 10. Método sísmico de reflexión (Chelotti, L., Acosta, N., Foster, M., 2009)

Figura 11. Variaciones en la frecuencia con la profundidad. Con el aumento de la

profundidad habrá una disminución de la frecuencia de la señal (Ashton et, al., 1994)

Figura 12. Diagrama para estudio sísmico propuesto por Bubb y Hatlelid, Modificado por

AAPG Memoir 26, 1977.

Figura 13. Registros Geofísicos de pozos divididos por su herramienta principal, material

didáctico, 2010.

Figura 14. Hoja de registros Geofísicos de pozos pertenecientes al Pozo Lz-1 del Campo

Lankahuasa, PEMEX 2011.

Figura 15. Diagrama de la toma de registros eléctricos de resistividad. (HI-PRO Water

Solutions, 2011)

Figura 16. Esquema representativo de una herramienta acústica con un receptor.

®Schlumberger.

Figura 17. Identificación de Litofacies señaladas con el número cuatro (Avila & Hernández,

2012).

Figura 18. Sección sin presentar algún Atributo Sísmico Petrel®.

Figura 19. Sección con el Atributo Sísmico Structural Smoothing Petrel®.


pág. 60

Figura 20. Sección con el Atributo Sísmico Coseno Fase Petrel®.

Figura 21. Ventana de mapeo con los pozos y sus respectivas Inline y Crossline Petrel®.

Figura 22. Ubicación de los pozos en una ventana de 3-D usando Structural Smoothing

Petrel ®.

Figura 23. Ubicación de los pozos en una ventana de 3-D usando Coseno Fase Petrel ®.

Figura 24. Composite Line usando el atributo sísmico Structural Smoothing Petrel ®.

Figura 25. Composite Line usando el atributo sísmico Coseno Fase Petrel ®.

Figura 26. Sección Sísmica con el Horizonte llamado Mioceno Tardío Petrel ®.

Figura 27. Fallas marcadas sobre la sección a la cual se le aplico Structural Smoothing

Petrel®.

Figura 28. Fallas 2 y 3 no marcadas sobre la sección a la cual se le aplico Structural

Smoothing Petrel®.

Figura 29. Fallas vistas sobre una ventana en 3-D a la cual se le aplico Structural

Smoothing Petrel®.

Figura 30. Fallas vistas en un ángulo distinto sobre una ventana en 3-D a la cual se le

aplico Structural Smoothing Petrel®.

Figura 31. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Structural Smoothing para la formación

Plioceno Temprano, vista 3D Petrel®.

Figura 31-A. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Structural Smoothing para la formación

Plioceno Temprano, vista en planta Petrel®.

Figura 32. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Coseno Fase para la formación Plioceno

Temprano, vista 3D Petrel®.

Figura 32-A. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Coseno Fase para la formación

Plioceno Temprano, vista en planta Petrel®.

Figura 33. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Chaos para la formación Plioceno


Figura 33-A. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Chaos para la formación Plioceno

Temprano, vista en planta Petrel®.


pág. 61

Figura 34. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Varianza para la formación Plioceno


Figura 34-A. Mapa Atributo Sísmico de Superficie Varianza para la formación Plioceno

Temprano, vista en planta Petrel®.

Figura 35. Interface gráfica de Interactive Petrophysics® para los datos de pozo.

Figura 36. Visualización de la ventana de IP® con los registros para el pozo LKS-1 del

campo LKS.

Figura 37. Fórmula para obtener PHIE. IP®

Figura 38. Módulo de Sw y Porosidad (IP®).

Figura 39. Módulo de Sw, Phi y Mineralogía (IP®).

Figura 40. Visualización de los Rayos Gamma, la Porosidad, la Saturación de Agua y el

Volumen de Arcilla con las “Payflags” (IP®.)


pág. 62

ECUACIONES

- Rayos Gama

𝐼𝐺𝑅 =𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛

𝐺𝑅𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒−𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛 (Ec. 1)

- Porosidad

∅ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑝𝑎𝑐𝑖𝑜𝑠 𝑣𝑎𝑐𝑖𝑜𝑠

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑟𝑜𝑐𝑎 (Ec. 2)

- Saturación

𝑆 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 (Ec. 3)

- Función de Resistividades

𝐹 =𝑅𝑜

𝑅𝑤; 𝐹 =

𝑅𝑜

𝑅𝑚𝑓 (Ec. 4)

- Volumen de la Matriz

𝑉𝑚𝑎 = 1 − 𝑉𝑐𝑙 − ∅ (Ec. 5)

- Curva de PHIE

𝑁𝑃𝐻𝐼 ∗ (1 − 𝑉𝐶𝐿) (Ec.6)

- Curva Vma

1 − 𝑃𝐻𝐼𝐸 − 𝑉𝐶𝐿 (Ec. 7)


pág. 63

REFERENCIAS

Bibliográficas

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en México, Academia de Ingeniería, A.C, México, D,F. pp. 1-66. [Consulta: 10

de septiembre de 2018].

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J.B.Sangree, J.N.Bubb, & W.G. Hatleid, 1977 Seismic Stratigraphy and Global

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Exploration (editado por C.E.Payton). Memoir A.A.P.G., Tulsa, 26, 49-62.

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• Tesis: Bruno Antonio Zamora Borbolla,

“Análisis de Secuencias, Facies y Posiciones sismoestratigráficas del

Megacubo Lankahuasa, con un modelo estructural conceptual para la

Exploración Petrolera”. [Consulta: 10 de septiembre de 2018].

• Tesis: Mario Alfredo Marhx Rojano, “Análisis de la distribución geológica y

expectativas petroleras de la formación Tamabra”. [Consulta: 10 de septiembre

de 2018].


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Artículos

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en México: Rev. AIPM, Bol. LII, No. 5, p.p. 35-55. [Consulta: 10 de septiembre

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• Cant, D.J., 1982. Fluvial facies models and their application in sandstone

depositional environments. The American Association of Petroleum Geologists.

United States of America. 115-137 p.

• Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Dictamen del Proyecto Integral

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• Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Dictamen del Proyecto Integral

Lankahuasa. México, 2011. [Consulta: 10 de septiembre de 2018].

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U.N.P.S.J.B., Chubut, Argentina. Tema 14 Adquisición Sísmica de Reflexión.

• Pemex Exploración y Producción, Subdirección de Exploración. Provincia

Petrolera Tampico- Misantla. México, 2013. [Consulta: 10 de septiembre de

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10 de septiembre de 2018].

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Y PRODUCCIÓN. [Consulta: 10 de septiembre de 2018].

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Página Web

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Disponible en: https://es.scribd.com/document/134393652/mayo-2012


• SEMARNAT:

http://sinat.semarnat.gob.mx/dgiraDocs/documentos/ver/estudios/2002/30VE20

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falta de recursos". Fecha de Edición: 22 de febrero de 2005. [Consulta: 10 de

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• SUBDIRECCIÓN DE EXPLORACIÓN: https://docplayer.es/12780635-

Provincia-petrolera-tampico-misantla.html. [Consulta: 10 de septiembre de

2018].

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https://docplayer.es/12780635-Provincia-petrolera-tampico-misantla.html









instituto politÉcnic o nacional escuela superior de

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