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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

CIENCIAS DE LA TIERRA

UNIDAD TICOMÁN

“APLICACIONES DE LAS REDES

NEURONALES ARTIFICIALES EN LA

CARACTERIZACIÓN ESTATICA DE

YACIMIENTOS”

TESIS

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO GEÓLOGO

PRESENTAN:

ESCAMILLA VARGAS YURAI

URIBE ZAVALA ANABEL

DIRECTOR DE TESIS:

ING. VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ

MÉXICO DF. 2012

INSTITUTO POLlTECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN

SECRETARIA DE EDUCACiÓN PÚBLICA

"90 Aniversario de la Escuela Superior de Ingenieria y Arquilectura" "60 Aniversario de la Escuela Superior de Economla'

"50 Aniversario de la Escuela Superior de Enfenneria yObstetricia" '40 Aniversario de ia Unidad Profesionallnterdisciplinaria de Ingenieria yCiencias SCciales yAdministrativas"

México, D. F., a 5 de junio de 2012

No. de Oficio: E.P. y T.162.2012

ASUNTO: SE COMUN1CA TEMA DE TESIS PROFESIONAL

C. YURAI ESCAMILLA VARGAS PASANTE DE LA CARRERA DE INGENIERÍA GEOLÓGICA PRESENTE

A continuación comunico a usted, el tema y contenido que deberá desarrollar en su tesis profesional, indicándole que tiene un año a partir de esta fecha, para elaborarla.

"APLICACIONES DE LAS REDES NEURONALES ARTIFICIALES EN LA CARACTERIZACiÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS"

CONTENIDO

RESUMEN ABSTRACT ÍNDICE' DE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS JUSTIFICACIÓN

1. GENERALIDADES 11. CONCEPTOS III. CASO DE APLICACIÓN IV. CÁLCULO DE PERMEABILIDAD A PARTIR DE REDES NEURONALES V. PLANOS DE DISTRIBUCIÓN Y RIESGO VI. INTEGRACIÓN E INTERPRETACIÓN

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFÍA

la C. ANABEL URIBE ZAVALA

ID en t "LA TÉCNICA AL SERVICIO JJJ¡,/Li7"'t-.! ATRIA

Este tema 10 desarrollara en conjunto

EPF*mdv

UNIDAD TICOMAN SUBDIRECCIÓN ACADÉMICA

Av. Ticomán No 600; Col. San José Ticomán; Deleg. Gustavo A Madero; México D.f. C.P. 07340; Teléfono 57 296000 Ext. 56001 www.ipn.mx

INSTITUTO POLlTECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN

SECRETARíA DE EDUCACiÓN PÚBLICA

'90 Aniversario de la Escuela Superior de Ingenieria y Arquitectura' 'SO Aniversario de la Escuela Superior de Economia"

"50 Aniversario de la Escuela Superior de Enfermería y Obstetr~ia"

'40 Aniversario de la Unidad Profesionallnterdisciplinaria de Ingeniería y Ciencias Sociales y Administrativas"

México, D. F., a 5 de junio de 2012

No. de Oficio: E.P. yT.I63.2DI2

ASUNTO: SE COMUNICA TEMA DE TESIS PROFESIONAL

C. ANABEL URIBE ZAVALA PASANTE DE LA CARRERA DE INGENIERÍA GEOLÓGICA PRESENTE

A continuación comunico a usted, el tema y contenido que deberá desarrollar en su tesis profesional, indicándole que tiene un año a partir de esta fecha, para elaborarla.

"APLICACIONES DE LAS REDES NEURONALES ARTIFICIALES EN LA CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS"

CONTENIDO

RESUMEN ABSTRACT ÍNDICE NDE FIGURAS ÍNDICE DE TABLAS JUSTIFICACIÓN

1. GENERALIDADES 11. CONCEPTOS 111. CASO DE APLICACIÓN IV. CÁLCULO DE PERMEABILIDAD A PARTIR DE REDES NEURONALES V. PLANOS DE DISTRIBUCIÓN Y RIESGO VI. INTEGRACIÓN E INTERPRETACIÓN

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFÍA

Este tema lo desarrollara en conjunt con la C. YURAI ESCAMILLA VARGAS

UNIDAD nCOMAN SUBDIRECCiÓN ACADÉMICA

EPF*mdv

Av. Ticomán No 600; Col. San José Ticomán; Deleg. Gustavo A Madero; México DF. cr. 07340; Teléfono 57 296000 Ex!. 56001 www.ipn.mx

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN

S E C R E T A R I A D E l.~ifiI4lli1F' EDUCACiÓN PÚBLICA ~~~D.:3

"90 Aniversario de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquítectura" "60 Aniversarío de la Escuela Superíor de Economía"

"50 Aniversario de la Escuela Superior de Enfermería y Obstetrícla" "40 Aniversario de la Unidad Profesionallnterdisciplinaria de Ingeniería y Ciencias Sociales y Administrativas"

México D. F., a 31 de julio de 2012.

M. en C. EDUARDO PÉREZ FLORES SUBDIRECTOR ACADÉMICO PRESENTE

Por este conducto, hacemos constar que el Tema de Colectiva, presentada por las pasantes de la carr rli ESCAMILLA VARGAS y ANABEL URIBE Z considerándolo ampliamente desarrollado, ....~,_·,r ,~."'.~

fecha para realizar el Examen Ora).

M. en C. AMBROSIO AQUINO

::esis Profesional por la opción de Tesis Geológica CC. YURAI aprobado por los suscritos

su cargo, puede señalar

ORRES

Av. Ticomán No 600; Col. San José Ticomán; Deleg. Gustavo A Madero; México D.F. C.P. 07340; Teléfono 57 29 60 00 Ex!. 56001 www.ipn.mx

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN

SECRETARIA DE ~~~~ EDUCACiÓN PÚBLICA 12:

"90 Aniversario de la Escuela Superior de Ingeniarla yArquitectura" "60 Aniversario de la Escuela Superior de Economla"

"50 Aniversario de la Escuela Superior de Enferrneria y Obstetricia" "40 Aniversario de la Unidad Profesionallnterdisciplinaria de Ingeniería y Ciencias Sociales y Administrativas"

México D. F., a 22 de mayo de 2012

No. de Oficio: E. P. yT. 139.2012

ASUNTO: SE SOLICITA TEMA DE TESIS Y ASESORIA

ING. VíCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ P R E S E N TE.

En atención a la solicitud de las CC. YURAI ESCAMILLA VARGAS y ANABEL URIBE ZAVALA, pasantes de la Carrera de Ingeniería Geológica, yen base al Reglamento de Titulación Profesional del 1. P. N., Capítulo 111, Artículo 5, Fracción 111 y el Artículo 7 Inciso 111, se le informa que ha sido seleccionado para asesorar la Tesis Colectiva de las pasantes mencionadas. Por lo que solicito a usted se sirva proponer dentro de un plazo de 30 días calendario, el tema de tesis y contenido a desarrollar por las interesadas.

Seguro de contar con su participación, lo saludo cordialmente.

C.c.p.- Ing. René Alejandro Téllez Flores.- Jefe del Departamento de Formación Integral e Institucional. Interesadas. Expediente.

EPF*mdv.

Av. Ticomán No 600; Col. San José Ticomán; Deleg. Gustavo A Madero; México D.F. C.P. 07340; Teléfono 57 29 60 00 Ex!. 56001 www.ipn.mx

APLICACIONES DE LAS REDES NEURONALES ARTIFICIALES

EN LA CARACTERIZACIÓN ESTATICA DE YACIMIENTOS

2

CONTENIDO

RESUMEN

ABSTRACT

ÍNDICE DE FIGURAS

ÍNDICE DE TABLAS

JUSTIFICACIÓN

CAPITULO I GENERALIDADES

I.I INTRODUCCIÓN

I.II PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

I.II HIPÓTESIS

I.III OBJETIVOS

I.IV METODOLOGÍA

I.V MATERIALES Y EQUIPO

I.VI ANTECENDENTES

CAPITULO II CONCEPTOS

II.I REDES NEURONALES

II.II CORRELACIÓN

II.III ANÁLISIS PETROFÍSICO

II.IV PERMEABILIDAD

II.V MAPAS Y PLANOS

APLICACIONES DE LAS REDES NEURONALES ARTIFICIALES

EN LA CARACTERIZACIÓN ESTATICA DE YACIMIENTOS

3

CAPITULO III CASO DE APLICACION

III.I LOCALIZACION DEL AREA DE ESTUDIO Y GEOLOGIA

III.II CORRELACION LITOESTRATIGRAFICA

III.II.I MAPA BASE

III.II.II PREPARACIÓN DE DATOS

III.II.III COLUMNA TIPO

III.II.IV DISEÑO Y DESCRIPCION DE SECCIONES

CAPITULO IV CÁLCULO DE PERMEABILIDAD A PARTIR DE REDES

IV.I PREPARACIÓN DE DATOS

IV.II ENTRENAMIENTO Y APRENDIZAJE DE LA RED

IV.III EJECUCIÓN

IV.IV RESULTADOS

CAPITULO V PLANOS DE DISTRIBUCIÓN Y RIESGO

V.I PREPARACIÓN DE DATOS

V.II ELABORACIÓN DE PLANOS Y DESCRIPCIÓN

CAPITULO VI INTEGRACIÓN E INTERPRETACIÓN

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

REFERENCIAS

APLICACIONES DE LAS REDES NEURONALES ARTIFICIALES EN LA CARACTERIZACIÓN ESTATICA DE YACIMIENTOS

4

AGRADECIMIENTOS

Agradezco principalmente a Dios por permitirme haber llegado hasta aquí, por concluir una meta más y por dejarme seguir luchando para alcanzar mis objetivos.

A mis padres Raciel Escamilla Velazquez y Yadira Vargas Trujillo gracias por el apoyo brindado, sin ustedes no hubiera sido fácil llegar a lo que soy hoy en día, gracias por cada consejo, por cada regaño, por cada lección, por su tolerancia y paciencia, por todo el amor que siempre me han brindado, con respeto y admiración dedico cada uno de mis logros, pues es el fruto de lo que ustedes han sembrado, los amo.

A mi hermano Misael Escamilla Vargas por su compañía a lo largo de mi vida y por todo el apoyo, y cariño brindado, a mi familia, en especial a mis primas y a un amigo que hoy ya no se encuentra físicamente conmigo, gracias por estar en cada tropiezo siempre apoyándome al máximo, a mis amigas de toda la carrera y compañeros de escuela pues también les debo muchos de los conocimientos adquiridos a lo largo de mi estancia, a mi amiga y compañera de tesis Anabel, porque juntas luchamos por llegar hasta aquí, gracias porque también de ti he aprendido y mucho.

Al instituto politécnico nacional por haberme acogido durante la carrera, a todos mis maestros por cada conocimiento trasmitido y con paciencia y dedicación dejaron grandes enseñanzas en mí, para poder afrontar parte de una vida laboral.

Con cariño y respeto

YURAI ESCAMILLA VARGAS


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AGRADECIMIENTOS

En primer lugar le agradezco a Dios por brindarme la oportunidad de vivir en este maravilloso mundo, gracias por darme la fuerza y el coraje para hacer este sueño realidad, brindándome los medios necesarios para poder concluirlo. Gracias por cada regalo que me has dado y por caminar siempre junto a mí.

A mis padres, que creyeron en mí, dándome ejemplos dignos de superación, perseverancia, entrega y fortaleza, venciendo obstáculos que encontré en mi camino, porque en gran parte gracias a ellos, hoy puedo ver alcanzada mí meta, ya que siempre estuvieron impulsándome en cada momento de mi vida. Gracias por su paciencia, dedicación, desvelos y por esas palabras sabias que siempre tuvieron para mis enojos, tristezas, desesperaciones y momentos felices. Son mis mejores amigos y quiero que sepan que los amo con todo mi corazón, gracias por darme la vida.

A mis hermanos por compartir momentos de risas, travesuras, peleas y reconciliaciones, gracias por su amor, comprensión y ánimo que me daban cuando sentía que ya no podía, gracias por existir en mi vida. También les quiero agradecer a mis tíos (as), por expresarme su cariño y hacerme sentir que tengo su apoyo incondicional.

A mí querido Instituto Politécnico Nacional por abrirme las puertas para adquirir infinidad de conocimientos en sus aulas a través de los profesores y posteriormente aplicarlos en el campo de la Geología. Gracias a todos los profesores por sus enseñanzas, consejos, exigencias y tiempo dedicado, a mis amigos y compañeros con los cuales compartí momentos inolvidables en las aulas, y en las prácticas.

A mi amiga y compañera de tesis Yuyu, por brindarme su amistad y compartir momentos inolvidables, porque unidas nos esforzamos para elaborar este trabajo y ver realizado nuestro sueño. Eres una gran persona, sabes que te quiero mucho y que siempre podrás contar conmigo.

Son muchas las personas que han formado parte de mi vida a las que les agradezco su cariño, amistad, consejos, apoyo y compañía. Algunas están aquí y otras en mis recuerdos y en mi corazón, sin importar en donde estén quiero darles las gracias por formar parte de mí.

ANABEL


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AGRADECIMIENTOS

Agradecemos al Dr. Enrique Coconi Morales, al M. en C. Ambrosio Aquino López, el Ing. Hugo García Torres y el Ing. Pablo Romero Hernández, por su apoyo en la corrección de este trabajo para mejorar el contenido y la calidad de este, gracias por los comentarios, sugerencias, sobre todo por el interés y tiempo brindado.

Un especial agradecimiento a nuestro asesor de tesis, el Ing. Víctor Hernández de la Cruz por creer en nosotras, por haber tenido la visión clara de los alcances de este trabajo y lograr los objetivos y por darnos su asistencia profesional al poner a disposición la información requerida. Gracias por sus valiosos conocimientos, enseñanzas, acertados comentarios y sugerencias durante el desarrollo de la misma y que a la vez nos ayudo a enriquecernos como personas y sobre todo por su paciencia y tiempo incondicional que nos brindo desde un inicio.

GRACIAS

Escamilla Vargas Yurai Uribe Zavala Anabel


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RESUMEN

En el presente trabajo se identificaron áreas susceptibles a contener hidrocarburos (gas) en el campo Gamma ubicado en la Cuenca de Veracruz, mediante el uso e integración de información geológica y de producción, así como con la técnica de redes neuronales artificiales (RNA) aplicada en 11 pozos para la determinación de permeabilidad. Se estableció una columna tipo y se correlacionaron estratigráficamente las unidades Méndez, San Felipe, Brecha San Felipe, Guzmantla Superior, Guzmantla Inferior, Maltrata y Orizaba del Cretácico. La correlación se realizó con los patrones mostrados por los registros geofísicos de pozo y se calibró con las descripciones litológicas de núcleos. En la correlación mencionada, aparte de tomar en cuenta los espesores de cada Formación, se utilizó el registro litológico Rayos Gama (GR) y el registro de resistividad RIL ó LLD, obteniendo como resultado cuatro secciones que integran el área de estudio.

En especial, la determinación de permeabilidad se obtuvo mediante la técnica de RNA. El entrenamiento de la red se realizó mediante el programa Qnet97, lo cual condujo a obtener los valores de permeabilidad para la unidad Brecha San Felipe únicamente. Para una mejor obtención, se usaron como calibración los datos de petrofísica básica de núcleos y descripciones de muestras de canal del pozo Gamma-421, así como los valores promedio de sus registros convencionales.

Con base en los resultados obtenidos en este trabajo, los mejores espesores de la unidad Brecha San Felipe, su mejor posición estructural, los valores más altos de permeabilidad y las mejores producciones de gas están hacia la parte SE del área estudiada, lo que la convierte en la mejor zona productora.


8

ABSTRACT

In this work susceptible areas to contain hydrocarbons (gas) were identified in the Gamma field, located in the Veracruz basin, through the use and integration of geological information and production, as well as the technique of artificial neural networks (ANN) applied in 11 wells for the determination of permeability. It was established a column type and the units Mendez, San Felipe, Brecha San Felipe, Guzmantla Upper, Guzmantla Lower, Maltrata and Cretaceous Orizaba were stratigraphically correlated. The correlation was made with the patterns shown by geophysical well logs, which were calibrated with lithologic descriptions of cores. In such correlation, we took into account the thickness of each formation, as well as the gamma ray lithologic log (GR) and resistivity log (RIL or LLD), resulting in four sections included in the study area.

In particular, the determination of permeability was obtained by the technique of ANN. The network training was performed using Qnet97 program, which led to obtain permeability values for Brecha San Felipe unit only. For obtaining better results, it was used a calibration using petrophysical data basic of cores and descriptions of well channel samples Gamma-421, as well as the average values of conventional logs.

Based on the results obtained in this work, the best zone is located towards SE because it has the best thickness, the higher structural position, the higher permeability values, as well as the higher gas production.


9

ÍNDICE DE FIGURAS

Capítulos

No. de Figura

Concepto Página

I 1.1 Diagrama de flujo de la metodología general utilizada.

17

II

2.1 Estructura jerárquica de una RNA. 22

2.2 Partes de una RNA. 22

2.3 Ejemplo de correlación Litoestratigráfica, Bioestratigráfica y Cronoestratigráfica.

23

2.4 Templete de propiedades petrofísicas. 26

2.5 Permeabilidad absoluta y relativa. 28

2.6 Ejemplo de un mapa de distribución de las cuencas petroleras en México.

30

2.7 Ejemplo de un plano de espesor neto. 31

III

3.1 Localización geológica del área de estudio. 32

3.2 Columna estratigráfica. 34

3.3 Plano de distribución de pozos con información de núcleos.

43

3.4 Detalle de relleno de huecos en la curva CALI en el pozo Gamma-18, rectángulo azul del cuarto carril de izquierda a derecha (intervalo 3170-3176).

48

3.5 Detalle editado del relleno de huecos en la curva CALI del pozo Gamma-18.

49

3.6 Detalle de un pico anómalo en la curva GR en el pozo Gamma-1, rectángulo azul del primer carril.

50


10

ÍNDICE DE FIGURAS

Capítulos

No. de Figura

Concepto Página

III

3.7 Detalle editado del pico anómalo en la curva GR en el pozo Gamma-1.

51

3.8 Imagen de la normalización de la curva NEUT.

52

3.9 Electrofacie de la Formación San Felipe y Brecha San Felipe.

54

3.10 Electrofacie de la Formación Guzmantla Superior y Guzmantla Inferior.

56

3.11 Electrofacie de la Formación Maltrata y Orizaba.

57

3.12 Mapa índice de secciones. 58

3.13 Correlación estratigráfica de la sección X1-X1’.

62

3.14 Correlación estratigráfica de la sección Y1-Y1’.

63


64


65

IV

4.1 Formato .csv en Excel de archivos LAS. 69

4.2 Diseño de la arquitectura de la Red del pozo Gamma-421.

70

4.3 Imagen del programa entrenando la Red. 71

4.4 Gráfica de Error vs Iteración. 72


11

ÍNDICE DE FIGURAS

Capítulos

No. de Figura

Concepto Página

IV

4.5 Gráfica Targets/Outputs vs Pattern Number.

73

4.6 Gráfica Scatter Comparison of Normalized Targets vs Net Outputs.

73

4.7 Imagen de Qnet.97 con el modo de RECALL para el cálculo de KINT.

74

4.8 Curva de permeabilidad obtenida. 75

V

5.1 Plano de espesor total de la unidad BRSNFL.

80

5.2 Plano de cimas estructurales de la unidad BRSNFL.

82

5.3 Plano de permeabilidad (K) de la unidad BRSNFL.

84

VI 6.1 Delimitación y área propuesta de nuevas localizaciones.

87

ÍNDICE DE TABLAS

Capítulo No. de Tabla

Concepto Página

III 3.1 Información de núcleos. 40,41,42

3.2 Inventario de curvas de los pozos. 46

IV 4.1 División de pozos en grupos para entrenamiento en el software Qnet.97.

67

V 5.1 Tabla de cimas y espesores finales de los pozos.

77,78


12

JUSTIFICACIÓN

La caracterización de un yacimiento petrolero se define como la obtención detallada de sus principales características como: propiedades petrofísicas, estructurales, geométricas, extensión lateral y vertical, estratigráficas y contenido de fluidos, para lo cual se involucran diversas disciplinas como la Sísmica, Geoestadística, Petrofísica, Petrografía, Geología de yacimientos y Producción de pozos. El objetivo es interpretar de manera adecuada y completa los factores que controlan la capacidad de almacenamiento y producción de los yacimientos petroleros.

Este trabajo se enfoca principalmente en el uso y análisis con Redes Neuronales Artificiales (RNA) como una metodología alterna para determinar valores de permeabilidad en un grupo de pozos considerados. Utilizando además información adicional de dichos pozos (determinaciones petrofísicas, petrográficas y geología de yacimientos), se estableció una correlación estratigráfica para el área considerada.

En la industria petrolera encontramos problemas que a veces no se pueden solucionar con los métodos de interpretación tradicionales ya que arrojan como resultado una cantidad limitada de datos del yacimiento, y en ocasiones son altamente costosas. Actualmente la tecnología de inteligencia artificial (específicamente las RNA), es poco explotada y aplicada en México, para la resolución de problemas relacionados con la caracterización de yacimientos petroleros. Además, éstas técnicas generalmente presentan bajos costos durante su aplicación. En este trabajo se utilizaron las RNA como una técnica alternativa para la caracterización de una de las propiedades petrofísicas fundamentales y estratigráficas de un yacimiento. La aportación de la aplicación de las RNA a la caracterización de yacimientos contribuye a la definición de un método de trabajo para obtener valores adecuados de permeabilidad y ver sus cambios a través de secciones estratigráficas y mapas. Esta actividad constituye un insumo para los trabajos de caracterización inicial de un yacimiento, en el cual es necesario establecer el volumen original de hidrocarburos.


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CAPITULO I: GENERALIDADES

I.I INTRODUCCIÓN

Dentro de la industria petrolera, la caracterización de un yacimiento es de suma importancia ya que los estudios realizados aportan información valiosa que hacen posible una explotación en menor tiempo, menor costo y mayor eficiencia en la extracción de los recursos energéticos.

Algunas de las características más importantes de un yacimiento a evaluarse son la litología, la distribución vertical y lateral de las unidades estratigráficas de interés económico, así como la permeabilidad, la cual determina las condiciones óptimas para explotar los hidrocarburos.

Para lograr lo anterior, es necesario efectuar correlaciones estratigráficas en las unidades consideradas y posteriormente expresar los resultados de correlación mediante diversas configuraciones: espesores totales, cimas estructurales y distribución de permeabilidad, entre otros aspectos.

Para aplicar los conceptos anteriores en el trabajo desarrollado, se planeó una secuencia de actividades relacionadas entre sí, por lo que inicialmente se abordan los conceptos básicos utilizados que ayudan a familiarizarse y tener una perspectiva más amplia de los conceptos y términos que se tratan a lo largo de los siguientes capítulos.

Posteriormente, se describe la base de datos utilizada, la distribución de pozos, el escenario geológico del área de estudio, control de calidad de la información e identificación de electrofacies, todo lo cual sirvió para establecer la columna tipo y correlación estratigráfica.

El Capítulo 4 trata del cálculo de permeabilidad a partir de Redes Neuronales Artificiales en la unidad estratigráfica trabajada, utilizando los programas IP (Interactive Petrophysics) y Qnet 97.

También se realizaron planos de distribución de características geológicas: espesores totales, cimas estructurales y valores de permeabilidad, describiéndose sus principales características. Finalmente, se realizó la integración e interpretación de los planos realizados, lográndose establecer el área más potencial para la explotación de hidrocarburos.


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I.II PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En los inicios de la industria petrolera la correlación de unidades estratigráficas e interpretación de registros geofísicos (datos que se obtienen de la perforación de pozos petroleros) se realizaban a mano por los ingenieros geólogos y petroleros en las compañías de extracción de hidrocarburos como lo es Petróleos Mexicanos (PEMEX) en la Gerencia de Exploración y Explotación. Para poder realizar esta actividad era necesario contar con información suficiente de muestras de canal, núcleos, datos paleontológicos y sedimentológicos lo cual ayuda a saber qué unidad estratigráfica está perforando el pozo, el tipo de litología, la fauna presente y el ambiente de depositó, para así poder interpretar y relacionar de manera cualitativa los patrones de registros asociados a dichas unidades, lo cual requería una gran inversión de tiempo así como experiencia para poder realizar un trabajo de mucho detalle con lo cual poder obtener buenos resultados.

Entre los años 1965-1972 PEMEX no contaba con equipos para digitalizar la información de los registros geofísicos de pozo, para lo cual fue necesario leer los registros a cada metro o a cada medio metro en papel a una escala de 1:200. Posteriormente en 1970 el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) diseño un digitalizador de curvas para convertir la información de registros en papel a información digital y es aquí cuando inicia el desarrollo de sistemas interactivos de interpretación, que actualmente han seguido evolucionando con la incorporación de nuevas herramientas que ofrecen las compañías de registros geofísicos de pozos, pero aunque existen nuevas tecnologías no es muy común el uso de ellas en la industria petrolera debido a la falta de información y capacitación en su manejo adecuado, e incluso en ocasiones se tiene cierto temor a innovar los métodos convencionales ya implementados, lo cual ha provocado que la evaluación de pozos petroleros carezca de metodologías de interpretación nuevas y así tener mayor certeza a la hora de probar unidades estratigráficas de interés económico. Es por ello que en el presente trabajo se propone un método de trabajo en la correlación estratigráfica, pero principalmente en el cálculo de permeabilidad intentando automatizar lo que se hace “a mano” o de forma convencional utilizando un software de Redes Neuronales Artificiales (RNA). Con dicha técnica se pretende reducir la inversión de tiempo y costos monetarios obteniendo información más completa y detallada de un


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yacimiento, así como seleccionar de mejor manera las áreas y los intervalos saturados de hidrocarburos ayudando de esta forma a tener una mejor caracterización del yacimiento.

I.III HIPÓTESIS

Con la aplicación de las RNA, se puede conseguir la realización de un modelo estratigráfico y permeabilidad para apoyar la caracterización estática de un yacimiento almacenador de hidrocarburos.

I.IV OBJETIVOS

• Generales

Elaborar un modelo estratigráfico Realizar un modelo de permeabilidad en rocas carbonatadas utilizando la técnica de RNA.

• Particulares

Disminuir tiempo en la correlación estratigráfica y el análisis petrofísico, particularmente en el cálculo de la permeabilidad (K).

Obtener resultados concretos que ayuden en la caracterización de un yacimiento.

• Personales

Generar una metodología de trabajo y aprender a utilizar software especializado.

Aprender el manejo adecuado de datos geológicos, de producción y perforación de un pozo.


16

I.V METODOLOGÍA

A continuación se explica la metodología utilizada en este trabajo, Fig. 1.1.

Compilación de antecedentes:

Se llevó a cabo la recopilación de trabajos previos realizados en la zona de estudio y su validación.

Compilación y análisis de datos de pozos:

Se compiló y analizó un conjunto de datos de pozos, para después poder seleccionar los pozos más completos. Con la información recabada y analizada en la compilación y análisis de datos de pozos, se seleccionaron aquellos pozos que tienen la mejor y mayor cantidad de datos para obtener la base de datos final.

Control de calidad de la información de pozos seleccionados:

Revisando toda la información disponible de cada pozo, se realizó la corrección de información para obtener datos de entrada más precisos.

Graficado de la información de pozos:

De los pozos seleccionados se realizó el graficado de la información, llegando a un total de 11 pozos.

Correlación estratigráfica:

Revisando los aspectos geológicos del área de estudio se estableció una columna tipo, se diseñaron e interpretaron secciones de correlación y fueron descritos los resultados.

Modelo de permeabilidad:

Utilizando los resultados de la etapa anterior, así como datos de perforación de pozos y datos petrofísicos se llevó a cabo el modelo de permeabilidad en la unidad estratigráfica seleccionada.

Planos de distribución y riesgo:

Con los datos obtenidos en las dos etapas anteriores se llevaron a cabo los planos de distribución de los parámetros y propiedades seleccionadas.


17

Integración e interpretación de resultados:

Con la integración de todos los resultados se llevó a cabo la interpretación de los parámetros y propiedades analizadas de un yacimiento de hidrocarburos.

Fig. 1.1 Diagrama de flujo de la metodología general utilizada.

Compilación de antecedentes

Compilación y análisis de datos de pozos

Base de datos final

Control de calidad de la informacion de pozos seleccionados.

Graficado de la información de pozos

Correlación estratigráfica

Modelo de permeabilidad (K)

Planos de distribución y riesgo

Integración e interpretación de resultados


18

I.VI MATERIALES Y EQUIPO

Para el desarrollo del presente trabajo se utilizaron los siguientes materiales y equipo:

• Programa Interactive Petrophysics V3.4.

• Programa Qnet97.

• Programa Surfer8.

• Laptop.

• Paquetería de la plataforma Microsoft Office.

• Información en diferentes formatos.

I.VII ANTECEDENTES

Desde los inicios en la industria petrolera se pensaba en el desarrollo de máquinas que pudieran imitar el comportamiento del hombre, por esto mismo el ser humano se ha caracterizado por la búsqueda de nuevas herramientas para mejorar sus condiciones de vida. Los progresos obtenidos en el transcurso del tiempo han permitido construir nuevas tecnologías que ayudan a resolver de forma rápida y automática determinadas operaciones, que resultan tediosas cuando se realizan a mano. En la actualidad existen técnicas similares a la inteligencia humana a lo cual podemos llamar Inteligencia Artificial (IA por sus siglas en inglés). Ejemplo de estó es una técnica llamada Redes Neuronales Artificiales (RNA) que son sistemas de computación dotados de cierta inteligencia, los cuales implantan algoritmos, que intentan reproducir el comportamiento del cerebro, buscando la solución a problemas complejos.

Teniendo en cuenta que las RNA han mostrado ser una alternativa eficiente en la solución de problemas, donde es necesario correlacionar parámetros, la industria de hidrocarburos las ha utilizado en diferentes áreas, aquí algunos ejemplos.

• En 1994, Ali J. K presentó un panorama general de las aplicaciones directas de las RNA en la industria petrolera. Un año más tarde Mohaghegh hace un recuento de las aplicaciones de esta técnica y


19

su capacidad para resolver problemas, combinadas con herramientas convencionales (análisis estadísticos).

• Toomarían y colaboradores en 1999, profundizaron en la utilización de las RNA en la caracterización de propiedades del yacimiento, elaborando algoritmos para analizar los registros eléctricos de pozos, para estimar con mayor exactitud las propiedades de los fluidos y la columna estratigráfica de los pozos.

• Camargo, et al (2008) presentan la Estimación de Parámetros de

Fondo de Pozos Petroleros. Esta estimación se realiza a partir de técnicas de computación con inteligencia artificial (redes neuronales y lógica difusa). Para validar los resultados, la estimación se aplica en pozos que requieren levantamiento artificial usando datos del cabezal (presiones de gas y producción). Su importancia está en la de disponer del valor de la presión de fondo a nivel de superficie, posibilitando la toma de decisiones sobre la producción del pozo, su estado operacional, si el fondo del pozo está bajo la presencia de agua, sedimentos, etc. Esto último puede cambiar la producción del pozo.

• Un caso más reciente, Pérez et al, (2009) realizaron un trabajo sobre

la Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo. En este trabajo se presenta el desarrollo de una herramienta de software llamada GERENE, que sirve para generar y entrenar redes neuronales, con el fin de aplicarla a la solución de algunos problemas comunes encontrados en la industria del petróleo. Dichos autores aplicaron GERENE en el área de registros de pozos, para poder obtener una correlación directa entre el registro de Rayos Gamma (GR) y la curva del Potencial Espontáneo (SP), cuando las condiciones de algunos pozos son tales que, no se puede obtener la curva del SP (por ejemplo, cuando se perfora con fluidos no conductivos o con aire), o cuando la curva SP no ofrece resultados definitivos, casos en los cuales se corre una curva de Rayos Gamma. Este software que desarrollaron, se convirtió en una herramienta alternativa viable, que permite dar solución a problemas que se presentan en la ingeniería de yacimientos por falta de datos.


20

Las Redes Neuronales Artificiales se han utilizado para saber virtualmente las características de la Formación tales como porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos a partir de registros convencionales de pozos. Es importante saber que también tienen el potencial de ser utilizadas como un instrumento de análisis para la generación de imágenes de resonancia magnética-sintética a partir de los registros de pozos convencionales. Hay muchas más aplicaciones de las Redes Neuronales en la industria de petróleo y gas. Incluyen aplicaciones al desarrollo de campos, flujo bifásico en tuberías, identificación de modelos en la interpretación de pruebas de pozos, análisis de terminaciones, predicción del daño de Formación y predicción de la permeabilidad en yacimientos fracturados.


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CAPITULO II: CONCEPTOS

II.I REDES NEURONALES

Para poder entender muchos de los términos y conceptos utilizados a lo largo de nuestro trabajo es necesario revisarlos previamente.

Red Neuronal Artificial (RNA): Es una implantación de un sistema de procesamiento de datos que simula funciones elementales, como lo hace la red nerviosa del cerebro humano, siendo capaz de identificar la información relevante sobre una gran cantidad de datos (Del Brio; Sanz, 1998).

Estructura y funcionamiento de una Red Neuronal Artificial.

Una RNA está conformada por 3 diferentes capas, Fig.2.1.

• Capa de entrada: Se encarga de recibir y asimilar la información que viene del exterior.

• Capa oculta: Es la capa que se encarga de procesar la información.

• Capa de salida: Se encarga de arrojar un resultado.

La estructura de una RNA describe:

• El número de capas.

• Las funciones de transferencia de información de una neurona a otra en cada una de las capas.

• El número de neuronas por capa y las conexiones entre ellas, estableciendo lo que se conoce como una red (Hilera y Martínez, 2000), Fig.2.2.

Aunque existen diversos tipos de redes neuronales, en el presente trabajo utilizaremos la red de retropropagación ya que se tienen antecedentes de este modelo en la deteccion de patrones numéricos con buenos resultados (Cuadernos de estadística, num 25, Editoral La Muralla).


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Fig. 2.1 Estructura jerárquica de una RNA.

(Tomada de: http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:RedNeuronalArtificial.png)

Fig. 2.2 Partes de una RNA.

(Tomada del articulo: Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos del Petróleo, de la Escuela de Ingeniería de Petroleos, Universidad Industrial de Santander.)


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II.II CORRELACIÓN

Correlación estratigráfica: La correlación estratigráfica es un procedimiento que sirve para establecer la correspondencia entre partes geográficamente separadas de una unidad geológica. Es una de las técnicas de mayor interés en la Estratigrafía ya que se utiliza para comparar dos o más secciones o secuencias estratigráficas de un intervalo de tiempo semejante, a partir de alguna propiedad definida, litología por ejemplo, Fig. 2.3.

Fig. 2.3 Ejemplo de correlación Litoestratigráfica, Bioestratigráfica y Cronoestratigráfica.

(Tomada y modificada de http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/ggcap10b.htm)

Caliza

Evaporita

Lutita

Marga

Conglo-merado

Campaniano

Maastrichtiano

Turoniano

Cenomaniano

Albiano

POZO 1 POZO 2 POZO 3 POZO 4

TIPOS DE CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA


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El objetivo fundamental de la correlación estratigráfica es el de poder tener una visión más completa de la historia geológica de una región. En muchas ocasiones esta correlación se hace sin tener una secuencia completa en cada una de las unidades estratigráficas comparadas, pero al realizar la correlación se tiene información más completa de los eventos sedimentarios.

La correcta correlación de unidades geológicas es absolutamente necesaria para construir secciones estratigráficas y mapas de alta confiabilidad, así como para efectuar análisis regional de facies.

Estas correlaciones dependerán del uso de uno o más métodos de manera adecuada para establecer dicha correlación entre secciones estratigráficas. La validez de un método de correlación estará en función de la escala de correlación que se utilice, así como de la calidad y cantidad de información de que se disponga.

En campos petroleros las correlaciones permiten determinar:

• Profundidades de las formaciones presentes en el pozo en comparación con otro pozo, afloramientos o proyecciones geofísicas.

• Si el pozo forma parte o no de una determinada estructura geológica mayor.

• Si la profundidad del pozo ha alcanzado un horizonte productor conocido, o de lo contrario, cuánto falta por perforar.

• Aspectos estructurales como la presencia o ausencia de fallas.

• Espesores de capas (reales o aparentes) de las formaciones.

• Hiatus, erosiones y discordancias.

En el área petrolera la correlación estratigráfica es de gran utilidad ya que con base en secciones geológicas, pozos y secciones sísmicas se logra conocer la continuidad o discontinuidad lateral de las formaciones geológicas y permite realizar mapas del subsuelo para determinar sus características.


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Debido a que la correspondencia puede tener como base numerosas propiedades, la correlación estratigráfica más utilizada actualmente se realiza con los siguientes tipos de correlación:

Correlación Litoestratigráfica: Es aquella que pretende demostrar la correspondencia en cuanto al carácter litológico de la roca y la posición estratigráfica. Para poder realizar este tipo de correlación es necesario comparar las unidades litoestratigráficas presentes en cada una de las secciones estratigráficas y los niveles de litologías. También es llamada correlación litológica.

Correlación Bioestratigráfica: Establece la correspondencia entre dos niveles fosilíferos, basándose en la presencia de ciertos fósiles y en su posición bioestratigráfica. En este tipo de correlación es importante el reconocimiento de los biohorizontes de primera aparición y los de última presencia de los fósiles característicos en las diferentes secciones estratigráficas. También es llamada como biocorrelación.

Correlación Cronoestratigráfica: Consiste en la comparación temporal de dos o más secciones estratigráficas, para lo cual, se seleccionan los rasgos estratigráficos que indiquen contemporaneidad y faciliten el establecimiento de la correspondencia de todas las unidades estratigráficas representadas para poder interpretar la edad de las rocas. También llamada como cronocorrelación.

II.III ANÁLISIS PETROFÍSICO.

Análisis Petrofísico: Es el estudio de las propiedades físicas de las rocas y su relación con los fluidos. Algunas de estas propiedades se pueden medir directamente en laboratorio mediante núcleos, además del uso de ecuaciones aplicadas a los registros geofísicos de pozos (RGP).

Una interpretación petrofísica de las rocas está basada en la aplicación de un método adecuado, dependiendo del tipo de Formación y empleando ecuaciones que relacionan las características de la Formación con algunos factores obtenidos de registros de pozos. Pueden obtenerse algunos parámetros físicos para la evaluación de un yacimiento como: saturación de agua, arcillosidad, porosidad efectiva, litología, intervalos permeables, espesor neto de roca almacén, profundidades de los intervalos de interés y localización de los contactos entre fluidos.


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La Fig. 2.4 muestra un ejemplo de algunas propiedades petrofísicas calculadas a partir de los RGP calibradas con datos de núcleos y pruebas de producción.

Fig. 2.4 Templete con propiedades petrofísicas.

PROFUNDIDAD VOL. MINERALES RESISTIVIDAD POROSIDAD SATURACION PERMEABILIDAD

VOLCANICA

CALIZA

ARENISCA

LUTITA ACE ITE

PAY

010

PAY

ResS(MSFL)

0.200 RT

OHMM 2000.000

0.200 2000.000

PHIA

PHIE

BVW

0.5

0.5

0.5

0

0

0

SwE

1.0

100

1

0.0

0

0

Core_Sw(N/A)

SwMS

Swl

0.2

K

LEYENDA• PAY= Espesor Neto• PHIA= Porosidad Total Equivalente• PHIE= Porosidad Efectiva• BVW= Volumen de Agua• SWE= Saturación de agua• CORE_SW (N/A)= Saturación de agua

obtenida en datos de núcleos• K= Permeabilidad

BUI

IP Test 1,27/09/1990,Oil: 1680.00Wtr: 70.00

IP Test 1,27/09/1990,Oil: 1673.00Wtr: 80.00


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II.IV PERMEABILIDAD

La permeabilidad (K) es la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de ella sin alterar su estructura interna.

La permeabilidad se clasifica en tres tipos diferentes: permeabilidad efectiva, permeabilidad absoluta y permeabilidad intrínseca.

Permeabilidad Relativa

Es una medida relativa de la conductividad de un medio poroso para un fluido cuando el medio está saturado con mas de un fluido. Esto implica que la permeabilidad relativa es una propiedad asociada con cada fluido del yacimiento, por ejemplo: gas, aceite, y agua. Un principio fundamental es que la suma de las permeabilidades relativas siempre es menor o igual que la permeabilidad absoluta, Fig.2.5.

La permeabilidad relativa es la capacidad de la roca para transmitir un fluido en presencia de otro fluido no inmiscible, por ejemplo transmitir el petróleo o gas en presencia del agua.

Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad relativa. La permeabilidad relativa a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.

La sumatoria de las permeabilidades relativas siempre es menor que la permeabilidad absoluta, debido a las siguientes razones:

Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase, son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso, por ello, el número total de canales que permiten el flujo se reduce y la capacidad que tiene la roca de permitir el flujo de fluidos es menor.

La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso, implica la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo tanto se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través del medio poroso.


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Permeabilidad Absoluta

Capacidad de conducción cuando unicamente un fluido esta presente en los poros. La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido, Fig.2.5.

Fig. 2.5 Permeabilidad absoluta y relativa.

Permeabilidad Intrínseca

Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá garantizar la producción del crudo.

Qz

Qz

Qz

Qz

Qz

QzQz

Qz

Qz

Qz

Qz

Qz Qz

Permeabilidad Absoluta

Hc´s

Qz

QzQz

Qz

Qz

Qz

Qz

Qz

Qz

QzQzQz

Qz

QzH2OHc´s

Permeabilidad Relativa

Hidrocarburo (Hc’s)Agua (H2O)


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II.V MAPAS Y PLANOS

Mapa: es una representación geométrica sobre un plano de toda o parte de la superficie terrestre. La información contenida en él es selectiva ante la imposibilidad material de representarlo todo y utiliza para reducir las dimensiones una técnica denominada escala. Así mismo, los objetos son representados mediante signos o símbolos convencionales, colores, líneas, curvas de nivel, orientación (rosa de los vientos) todos ellos contenidos en una leyenda situada convenientemente.

Para elaborar un mapa se consideran tres pasos:

1. Selección de la información relevante de acuerdo a los objetivos del mapa.

2. Transformación de la imagen en tres dimensiones a otra en dos dimensiones.

3. Esquematización de la realidad, lo que comporta una simplificación y clasificación de los objetos, así como una notación convencional mediante signos o símbolos que permitan la lectura del mapa.

Un Mapa sirve para ubicar una Región, un País, Ríos, Lagos, Montañas, Desniveles, Población, Ciudades, etc.

Existen 2 tipos de mapas: el topográfico, que representa de forma lo más minuciosa posible el territorio, aportando datos orográficos, hidrográficos, de población, de vías de comunicación y de usos del suelo. El mapa temático, presenta información sobre un tema determinado (mapas geográficos, económicos, población, etc.), Fig. 2.6.


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Fig. 2.6 Ejemplo de un mapa de distribución de las cuencas petroleras en México.

El plano es una representación cartográfica a gran escala de un espacio en el cual se muestran las formas internas y la organización de sus componentes. Por ejemplo, los planos ayudan a localizar un lugar determinado como es una construcción, el plano de una ciudad, de una vivienda, un edificio, etc. En la industria petrolera, específicamente en la caracterización de yacimientos, los planos se utilizan para representar gráficamente en dos dimensiones diversas propiedades geométricas y petrofísicas de un yacimiento almacenador de hidrocarburos, Fig. 2.7.


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Fig. 2.7 Ejemplo de un plano de espesor neto.

En este trabajo se generaron planos de distribución de propiedades del yacimiento Brecha San Felipe.

Diferencia entre mapa y plano

La diferencia entre un plano y un mapa radica en que en el caso del plano no se utilizan sistemas de proyección para su elaboración.

El plano se diferencia del mapa en que la superficie representada es lo suficientemente pequeña para que la curvatura de la esfera terrestre sea considerada insignificante.


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CAPITULO III: CASO DE APLICACIÓN

III.I LOCALIZACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO Y GEOLOGÍA.

El área de estudio se localiza en el estado de Veracruz, y pertenece al Activo Integral de Veracruz. Se encuentra localizada a 55 kilómetros. del Suroeste del puerto de Veracruz. Geológicamente, se encuentra ubicada en el Frente Tectónico Sepultado de la plataforma de Córdoba, Fig. 3.1.

Fig. 3.1 Localización geológica del área de estudio.

CórdobaPlataform

a de C órdoba

CINTURÓNPLEGADO

YCABALGADO

DE

ZONGOLICA

Coatzacoalcos

CuencaTampico-Misantla

Eje Neovolcánico

GOLFODE

MÉXICO

LOS TUXTLAS

CUENCA SALINADEL ISTMO

FALLA DEL IS

TMO

Cuenca Terciariade Veracruz

FALLA TERMINAL

VeracruzFrente Tect ónico Sepultado

Golfode

México

U.S.A.

PACÍFICO

Veracruz

CórdobaPlataform

a de C órdoba

CINTURÓNPLEGADO

YCABALGADO

DE

ZONGOLICA

Coatzacoalcos

CuencaTampico-Misantla

Eje Neovolcánico

GOLFODE

MÉXICO

LOS TUXTLAS

CUENCA SALINADEL ISTMO

FALLA DEL IS

TMO

Cuenca Terciariade Veracruz

FALLA TERMINAL

VeracruzFrente Tect ónico Sepultado

Golfode

México

U.S.A.

PACÍFICO

Golfode

México

U.S.A.

PACÍFICO

VeracruzVeracruzVeracruz

Área de estudio


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Geología Estructural

El campo Gamma se ubica en un anticlinal asimétrico orientado al NNW-SSE, con un eje mayor de 6 kilómetros. y uno menor de 4 kilómetros. con un área de 16 Km², delimitado por fallas inversas.

Dentro del área que comprende el campo Gamma se identifican dos unidades tectónico-estructurales principales:

• El cinturón plegado y cabalgado de Zongolica que se encuentra al occidente.

• La cuenca terciaria de Veracruz ubicada al oriente.

El cinturón plegado y cabalgado de Zongolica es la faja estructural Laramídica que se extiende desde las inmediaciones del eje Neovolcánico mexicano hasta el margen occidental de la depresión ístmica. Comprende a una parte expuesta que corresponde al extremo meridional de la Sierra Madre Oriental, y a una parte sepultada por debajo de la planicie costera del Golfo de México. A la parte expuesta se le ha denominado Sierra de Zongolica, en tanto que a la parte sepultada "Frente Tectónico Sepultado" (PEMEX-AMOCO-IMP, 1995).

El “Frente Tectónico Sepultado (FTS)” está caracterizado por una serie de fallas de empuje y pliegues asociados que subyacen a una secuencia gruesa de clásticos terrígenos con una pendiente suave al noreste que forman el flanco occidental de la cuenca terciaria de Veracruz. El frente tectónico está compuesto por lo menos de tres bloques o escamas, con vergencia al noreste y la base del Cretácico Inferior se considera la superficie de despegue (MENESES et al. 1996).

A la cuenca Terciaria de Veracruz se le ha citado también como cuenca de Veracruz (Veracruz basin, Cruz Helú et al, 1977). Esta cuenca es un depocentro con más de 9,000 m. de rocas terrígenas del terciario, que a fines del Cretácico y principios del Terciario constituyó la antefosa del cinturón plegado y cabalgado de Zongolica.


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Estratigrafía de la zona

La estratigrafía que caracteriza al área de estudio se describe en las líneas de abajo, las unidades que no están involucradas en el área se describen de forma breve y las que sí están involucradas se describen más a detalle. La columna geológica que caracteriza a este campo productor queda de la siguiente manera, Fig. 3.2.

Fig. 3.2 Columna Estratigráfica.

Bre

cha

San

Fel

ipe

(un

idad

con

cal

culo

de

KIN

T)

Un

idad

es c

orre

laci

onad

as li

toes

trat

igrá

ficam

ente


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• Terciario Esta unidad aflora en el área y está constituida principalmente por lutitas con esporádicos horizontes arenosos, en el “Terciario”, estamos englobando a los sedimentos desde el Reciente hasta el Mioceno Inferior, no se detalla cada una de las unidades formacionales por no tener interés económico. Esta unidad, está sobreyaciendo por una discordancia (Eoceno Medio) a las formaciones de Plataforma (en la parte occidental del Campo) y la Formación Velasco del Paleoceno en la parte central y oriental del campo.

• Formación Velasco

La Formación Velasco, está constituida principalmente por lutitas, sobreyace en forma concordante a la Formación Méndez y subyace en forma discordante a los sedimentos del Terciario. Esta Formación tiene edad Paleoceno.

• Formación Méndez

La Formación Méndez, está constituida principalmente en la parte superior por margas y hacia su base cambia de manera transicional a calizas arcillosas. Sobreyace en forma concordante a la Formación San Felipe y presenta una edad de Cretácico Superior (Maestrichtiano), el ambiente de depósito corresponde a depósitos de cuenca.

• Formación San Felipe La Formación San Felipe, está constituida por calizas arcillosas en la cima y hacia la base se observan Brechas constituidas por clástos calcáreos derivados de la Formación Guzmantla, ubicada en la parte occidental del área de estudio. Sobreyace en forma concordante a las Brechas Básales de ésta misma Formación. Esta unidad presenta una edad Cretácico Superior (Campaniano) y un ambiente de depósito de pie de talud.

• Formación Brechas Basales San Felipe Las Brechas Basales San Felipe, están constituidas principalmente por clástos calcáreos provenientes de la Formación Guzmantla de plataforma y


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tiene un espesor promedio que va de 40 a 120 m.. Sobreyace en forma discordante a la Formación Guzmantla Pelágica y de forma concordante a la Formación Guzmantla. Su litología consiste en conglomerados y brechas compuestas por clástos calcáreos. Las texturas de los fragmentos de la Brecha son packstone, grainstone de ooides con algas y fragmentos de moluscos, wackestone de foraminíferos bentónicos y fragmentos de rocas pelágicas. Estas brechas tienen una edad Cretácico Superior (Coniaciano-Santoniano).

• Formación Guzmantla de Plataforma La Formación Guzmantla de Plataforma (Guzmantla Superior) se encuentra sólo en el bloque Guzmantla, en la parte occidental del campo y está constituida por wackestone y packstone de intraclastos y microfósiles, grainstone de oolitas, pellets y algas, y boundstone de algas, rudistas y moluscos. La Formación Guzmantla de Plataforma presenta un ambiente de depósito arrecifal y un cambio de facies hacia el oriente a una plataforma externa, que en este caso es Guzmantla Pelágica. La edad que se dató en esta unidad es del Santoniano. La Formación Guzmantla de Plataforma presenta un ambiente de depósito arrecifal.

• Formación Guzmantla Pelágica La Formación Guzmantla Pelágica (Guzmantla Inferior), está constituida por calizas (Mudstone y wackestone) de calcisferúlidos. Sobreyace en forma concordante a la Formación Maltrata. Esta unidad es de edad Coniaciano. Existe un cambio de facies hacia la parte Occidental del campo a facies de plataforma interna (Guzmantla de Plataforma), por lo que podemos decir que su ambiente de depósito es de facies de plataforma externa o rampa.

• Formación Maltrata La Formación Maltrata, está constituida por calizas arcillosas y sedimentos pelágicos. Sobreyace a la Formación Orizaba y subyace a la Formación Guzmantla en forma concordante. Las calizas son muy oscuras


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con presencia de pedernal negro; existe intercalación de lutitas negras y en la cima aumenta el contenido de arcilla, suele contener escasos fósiles, entre ellos algunos cortes de bivalvos y en ocasiones fragmentos de paquiodontos. Esta Formación es de edad Cretácico Superior (Turoniano). El ambiente de depósito es de cuenca anóxica.

• Formación Orizaba La Formación Orizaba, está constituida por calizas de plataforma (wackestone, packstone y grainstone), brechas, dolomías, subyaciendo en forma concordante a la Formación Maltrata. Lo que caracteriza a estas calizas es su riqueza en fósiles principalmente paquiodontos y miliólidos. Los estudios realizados en esta zona indican que la caliza va de gris claro a oscuro. La edad que tienen las calizas de esta Formación es del Albiano-Cenomaniano y presentan un ambiente de depósito de perimarea, arrecifes/flanco arrecifal, banco de arena, laguna somera y planicies de mareas. Debido a su ambiente de depósito sus espesores son muy variados. Todos estos procesos originaron que esta unidad sea el yacimiento más importante en esta área. Corresponde a un yacimiento saturado de aceite en rocas carbonatadas naturalmente fracturadas de baja permeabilidad y un yacimiento de gas asociado.


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Geología del Petróleo

Roca generadora

En el Sistema Cretácico Inferior-Medio-Orizaba las rocas generadoras son de facies carbonatadas evaporíticas y arcillo-calcáreas que corresponden al Cretácico Inferior-Medio, las cuales presentan un espesor probable de 130 m. La temperatura máxima (Tmáx.) fué de 426-470°C lo cual contribuyó a la generación de hidrocarburos líquidos y gaseosos. Por lo tanto se puede decir que se generó Kerógeno precursor tipo II. Este sistema se encuentra distribuido en la parte norte de la Plataforma de Córdoba, este tipo de aceite solo se encuentra en la Cuenca de Veracruz.

El Sistema Eoceno/Oligoceno-Mioceno Inferior está constituido por lutitas ligeramente arenosas y calcáreas, presenta intercalaciones de arenisca gris oscuro y tiene un espesor aproximado de 400 m. La temperatura máxima fué de 418-446°C lo cual produjo un Kerógeno mixto de tipo II y III con una transformación térmica que varía desde una madurez temprana hasta madura, generando principalmente gas y condensado.

En el Sistema Mioceno-Mioceno/Plioceno las rocas generadoras son lutitas grises ligeramente arenosas con intercalaciones de areniscas, tiene un espesor de 500 m. En este sistema se generó Kerógeno tipo II, lo que en condiciones térmicas, quiere decir que generó gas seco.

Roca almacén

• Yacimiento Brecha San Felipe

Este yacimiento fue productor de gas húmedo en la Formación Brecha San Felipe del Cretácico Superior.

El gas húmedo se encontró en brechas calcáreas naturalmente fracturadas con buena permeabilidad en un rango de 5 a 35 mD (milidarcies), es altamente heterogéneo y está ubicado a una profundidad media de 2550 m.b.n.m. (m. bajo el nivel del mar), la densidad relativa del gas es de 0.665, la presión y temperatura inicial del yacimiento fue de 335 kg/cm2 y 86 °C, respectivamente.


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• Yacimiento de aceite Orizaba

Este yacimiento es productor de aceite en la Formación Orizaba del Cretácico Medio. El yacimiento Orizaba es de aceite saturado en rocas carbonatadas naturalmente fracturadas con baja permeabilidad y altamente heterogéneo, ubicado a una profundidad media de 3185 m.b.n.m. (m. bajo el nivel del mar). Se detectó a través de registros geofísicos y pruebas de producción un contacto aceite-agua a 3230 m.b.n.m., la densidad del aceite es de 36° API, la presión y temperatura inicial del yacimiento fue de 338 kg/cm2 y 96 °C, respectivamente.

• Yacimiento de gas Orizaba

El yacimiento de gas asociado Orizaba se encuentra a una profundidad media de 3100 m.b.n.m. (m. bajo el nivel del mar) en rocas carbonatadas naturalmente fracturadas de baja permeabilidad y altamente heterogéneas, la temperatura del yacimiento es de 96°C, la densidad relativa del gas es de 0.665. De acuerdo a la composición del gas se conoce el contenido de H2S con rangos de 1 a 3 % mol.


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Litofacies presentes en los pozos

Para tener un buen control litológico y detalle megascópico de las unidades trabajadas, se describen algunos núcleos tipo correspondientes a las unidades de la columna sedimentaria del área; las muestras de núcleo corresponden a diversos pozos, Tabla 3.1.

Descripción Núcleos

San Felipe (SNFL) Nombre del pozo: Gamma-405 Núcleo: No. 1 Intervalo: (2739-2748 m). Descripción: Brecha constituida por fragmentos redondeados a subredondeados de mudstone blanco a crema, en una matriz de mudstone gris. Edad: Cretácico superior (Campaniano).

Brecha San Felipe (BRSNFL) Nombre del pozo: Gamma-3 Núcleo: No. 1 Intervalo: (2665 – 2667 m). Descripción: Brecha constituída por fragmentos de packstone – grainstone de moluscos , algas, fragmentos de wackestone – packstone de hedbergélidos, p. ovalis y calciesferúlidos. Facies flujo de escombro Brechas San Felipe. Edad: Cretácico superior (Coniaciano-Santoniano).

Tabla 3.1 Información de Núcleos.


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Guzmantla Superior (GUZ SUP) Nombre del pozo: Gamma-1 Núcleo: No. 4 Intervalo: (2760-2765 m) Descripción: Brecha constituida de clástos de wackestone con estilolitas. Mudstone café claro, con fracturas selladas por material arcilloso negro y calcita. Edad: Santoniano.

Guzmantla Inferior (GUZ INF) Nombre del pozo: Gamma-3 Núcleo: No. 10 Intervalo: (3214-3221 m). Descripción: Mudstone café-café grisáceo, compacto arcilloso, parcialmente recristalizado con fracturas selladas por arcilla negra y calcita. Edad: Coniaciano.

MALTRATA Nombre del pozo: Gamma-1 Núcleo: No. 5 Intervalo: (2877-2886 m). Descripción: Flujo sedimentario con clástos elongados. Estrías de falla inversa con sobre-crecimiento de calcita. Edad: Cretácico superior (Turoniano).

Tabla 3.1 (Continuación). Información de Núcleos.


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ORIZABA Nombre del pozo: Gamma-1 Núcleo: No. 8 Intervalo: (3091-3099 m). Descripción: Grainstone café de bioclastos con fracturas rellenas por calcita. Grainstone café oscuro con miliólidos y bioclastos. Edad: Cretácico medio (Albiano-Cenomaniano).

Tabla 3.1 (Continuación). Información de Núcleos.


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III.II CORRELACIÓN LITOESTRATIGRÁFICA

III.II.I MAPA BASE

Para todo trabajo geológico es necesario realizar un control de la información, por lo que una vez definida la localización del área de estudio se realizó el mapa base (Fig. 3.3), el cual muestra la distribución de los once pozos considerados. La distribución de pozos tienen una orientación NW-SE lo cual coincide con una estructura alineada en esta misma orientación.

Fig. 3.3 Plano de distribución de pozos con información de núcleos.

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura.

Plano de distribución de pozos


Pozos con

Pozos con

núcleo

LEYENDA


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III.II.II PREPARACIÓN DE DATOS

Estadística de datos

Para llevar a cabo la realización del modelo estratigráfico y de permeabilidad se utilizó la siguiente información:

• Informes de perforación de pozo.

• Tarjetas de pozos.

• Archivos LAS con información de registros.

• Columnas geológicas por pozo.

• Descripciones de muestras de canal.

• Descripciones de núcleos.

• Resultados de petrofísica básica en núcleos.

• Informes de estudios previos.

Cabe mencionar que en ocasiones las descripciones tanto de muestras de canal como de núcleos se obtuvieron también de los informes de perforación.

Primero, se realizó la clasificación de los registros geofísicos a utilizarse, lo cual resultó en registros litológicos, de porosidad, resistividad. Esto permitió realizar una tabla del inventario de curvas, (Tabla 3.2). Para el llenado de la tabla se revisó la cabecera del archivo LAS de cada pozo, se extrajeron los nemónicos que corresponden a los nombres usuales de cada curva, lo cual concluyó en un control estadístico de cada pozo.

En general, las curvas encontradas en los archivos LAS fueron las siguientes:

• Registros litológicos:

GR: Rayos Gamma (API)

SP: Potencial Espontaneo (mili-Volt mV)

CALI: Caliper, Calibrador (pulgadas)


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• Registros de porosidad:

NPHI: Porosidad Neutrón (%)

DT: Tiempo de Tránsito (micro segundos/pie)

RHOB: Densidad (gramos/cm3)

• Registros de resistividad:

LLS: Zona lavada, Doble Laterolog Somero (Ohm-m)

LLD: Zona virgen, Doble Laterolog Profundo (Ohm-m)

RXO: Zona de enjarre o pared del pozo (Ohm-m)

NC: Normal Corta (Ohm-m)

RIL: Zona virgen, Reciproca Inducción (Ohm-m)

• Otros registros.

PEF: Factor fotoeléctrico

MSFL: Microesférico Enfocado (Micro Spherical Focused Log)

DTCO: Tiempo de Tránsito de la Onda Compresional.


46

Donde: NPHI= 1 y NEUT= 2

Tabla 3.2 Inventario de curvas de los pozos.

Como puede observarse, la mayoría de los pozos cuenta con 2 curvas de litología (GR y SP) sin embargo los pozos 8 y 22 no contaron con curvas de calibrador (CALI). Dentro de los registros de porosidad el pozo 6 contaba con RHOB pero como no está dentro de la zona de interés se omitió, los pozos 8 y 22 no cuentan con el registro RHOB, dentro de los registros de resistividad los pozos 1,6 y 17 no cuentan con los registros LLS y LLD, los pozos 18, 22 y 25 si tenían las curvas NC y RIL pero como las corridas no están dentro de la zona de interés se eliminaron, el pozo 25 no cuenta con registro DT, el pozo 23, 27 y 28 no presentaron los registros NC y RIL y el pozo 27 no cuenta con el registro RXO, el pozo 27 es el único que cuenta con el registro MSFL y los pozos 27 y 28 cuentan con PEF.

POZO OTROSGR SP CALI NPHI/NEUT DT RHOB RXO NC RIL LLS LLD MSFL

GAMMA-1 2

GAMMA-6 2

GAMMA-8 1

GAMMA-17 2

GAMMA-18 1

GAMMA-22 1 y 2

GAMMA-23 2

GAMMA-24 1

GAMMA-25 2

GAMMA-27 1 PEFGAMMA-28 1 PEF

LITOLOGIA POROSIDAD RESISTIVIDAD


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Control de calidad de datos

El objetivo del control de calidad de los datos fue mejorar la calidad y presentación de las curvas utilizadas. Se eliminaron lecturas anómalas debidas a errores en la adquisición y posterior tratamiento de curvas.

La edición se realizó con el programa IP con la herramienta Edit Interactive-Curve Edit. Para realizar esta actividad se tomó en cuenta lo siguiente:

En general los detalles de edición que se identificaron en las curvas de los once pozos fueron: presencia de huecos y respuestas anómalas. Es oportuno mencionar que con base en que no se contó con datos para realizar correcciones ambientales, estas no fueron realizadas. Para poder mejorar la calidad de estas curvas se utilizó la herramienta del programa IP. Con esta herramienta de edición se realizó el relleno de huecos, siguiendo la tendencia de la curva y utilizando también curvas de apoyo; en el caso de las respuestas anómalas primero se analizaba si la presencia de estos era coherente con la litología presente para lo cual también se utilizaron curvas de apoyo, de no ser así se utilizó la herramienta de edición para eliminarlos.

Algunos de los detalles de curvas antes y después de la edición se muestran en las siguientes figuras:


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Presencia de huecos En la Fig. 3.4 en el cuarto carril tenemos el registro CALI en el que se observa un hueco a la profundidad de 3175, la presencia de huecos en un registro nos indica la ausencia de información.

Fig. 3.4 Detalle de relleno de huecos en la curva CALI en el pozo Gamma-18, rectángulo

azul del cuarto carril de izquierda a derecha (intervalo 3170-3176).


49

En el rectángulo azul se puede observar que el hueco que tenia la curva CALI ya se encuentra editado, Fig. 3.5.

Fig. 3.5 Detalle editado del relleno de huecos en la curva CALI del pozo Gamma-18.


50

Presencia de picos anómalos

En el carril 1 en el registro GR se observa a la profundidad de 2720 m. un pico anómalo, se debe posiblemente al ruido ocasionado en la sonda durante la lectura de datos, el cual hace que estos sean erróneos, Fig. 3.6.

Fig. 3.6 Detalle de un pico anómalo en la curva GR en el pozo Gamma-1, rectángulo azul del primer carril.


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En la Fig. 3.7 se observa que la curva del registro GR ya se encuentra con su edición correspondiente.

Fig. 3.7 Detalle editado del pico anómalo en la curva GR en el pozo Gamma-1.

Obtención de la curva NPHI_SYN

Algunos de los pozos trabajados no cuentan con el registro NPHI original, por ello se normalizó la curva NEUT para tener como resultado una curva sintética llamada NPHI_SYN, esto se realizó con la ayuda de la herramienta Curve Rescale del programa IP. Es oportuno mencionar que la curva obtenida mediante este método no se utilizó para cálculos, ya que presentó lecturas dudosas en los resultados. Para obtener la curva sintética, primero se estableció la cima y la base del intervalo de interés de la curva a normalizar, después se localizó dentro de la curva NEUT el pico con el


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valor menor, el cual es el que deflexiona al lado izquierdo del carril y el pico con el valor mayor es el que deflexiona al lado derecho del carril, cabe mencionar que este método utiliza los valores máximo y mínimo de la curva a normalizar. Los datos obtenidos y el intervalo de interés son los valores que se introducen para llevar a cabo la normalización, también se utilizan valores de zonas con alta y baja porosidad, los cuales se obtienen de los datos petrofísicos de núcleos en este caso se utilizaron los valores de 0.4 para porosidades altas y 0.01 para porosidades bajas, los cuales se encuentran en decimales. Al finalizar la introducción de datos generamos la curva sintética NPHI_SYN posicionándola dentro del carril donde se encuentra también la curva NEUT, Fig. 3.8.

El método anterior se comprobó con un pozo de control que tuvo ambas curvas: NEUT y NPHI. En este pozo se restituyó la curva NPHI a partir de la NEUT y la resultante fue la curva NPHI_SYN, si está se empalmaba al ponerla en el mismo carril que la NPHI original quiere decir que nuestro método está funcionando bien.

Fig. 3.8 Imagen de la normalización de la curva NEUT.


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III.II.III COLUMNA TIPO

Para llevar a cabo la correlación estratigráfica de unidades de interés en el área de estudio fué necesario establecer una columna tipo con el objetivo de tener un patrón de referencia para poder correlacionar patrones de registros asociados a litofacies presentes en los pozos considerados.

Dicha columna tipo corresponde a las unidades atravesadas por el pozo Gamma-1 y está seleccionada bajo los criterios de presentar electrofacies (patrones de curvas) adecuadas en respuesta a los registros de acuerdo a la litología que se tiene, además de que en ella está representada la columna estratigráfica más completa y en posición normal; es decir no existe alteración alguna causada por fallas o discordancias. Para establecer la columna tipo se tomó como ayuda las descripciones de muestras de canal de los informes de perforación de los pozos, así como las descripciones y fotografías de núcleos disponibles. En la columna tipo solo se describen las unidades San Felipe, Brecha San Felipe, Guzmantla Superior, Guzmantla Inferior, Maltrata y Orizaba. Las electrofacies correspondientes a dichas unidades se muestran en las figuras 3.9, 3.10 y 3.11, las cuales se describen a continuación:

La Formación San Felipe ubicada en la profundidad de 2600 a 2666.3 m. está representada en el rectángulo verde de la parte superior de la Figura 3.9. La curva GR presenta un valor promedio de 25° API con una geometría dentada con valores altos.

En el grupo de resistividad se presentan valores de 4 a 25 Ohm que pertenecen a la curva RIL. Dentro de los registros de porosidad tenemos RHOB con valores de 2.17 a 2.40 gr/cc, DT con un valor promedio de 60 µseg/ft., y NEUT con valores de 541 a 2437° API ligeramente elevados.

El contacto que tienen las curvas con la unidad inmediatamente inferior (Brecha San Felipe) es abrupto.

La Brecha San Felipe está identificada por el rectángulo inferior en la Fig. 3.9 con un intervalo de 2666.3 a 2737 m. de profundidad, presenta una electrofacie en forma de “caja”, cuyos valores tienen una tendencia aproximada de 10 a 20° API en la curva GR, la curva RIL presenta un valor promedio de 800 Ohm.

En las curvas de porosidad los valores son: RHOB de 2.25 a 2.50 gr/cc., DT de 50 µseg/ft., y NEUT con un valor promedio de 2450° API.


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La definición de esta electrofacies se realizó con la ayuda de un pozo que no está considerado dentro de este estudio al cual hemos denominado Gamma-3, dicho intervalo presenta muestras de núcleos, los cuales se pueden observar en la Tabla 3.1. El contacto entre la Formación Brecha San Felipe y Guzmantla Superior continúa siendo abrupto.

Fig. 3.9 Electrofacie de la Formación San Felipe y Brecha San Felipe.

En el rectángulo superior de la Figura 3.10, está representada la Formación Guzmantla Superior (2737-2820 m.), la electrofacies de Guzmantla Superior tiene forma sinuosa (parecida al numero dos). La cima y la base de esta unidad fueron asignadas por datos paleontológicos encontrando abundantes bioclastos y miliólidos a una profundidad que va de 2667-2840 m. Así mismo, se tomaron en cuenta las descripciones de muestras de canal. Estos datos fueron tomados del informe final de perforación del pozo Gamma-1.


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La electrofacies presenta valores de aproximadamente 40° API en la curva GR, la curva RIL presenta valores de 15 a 500 Ohm, la curva de RHOB muestra valores de 2.20 a 2.40 gr/cc., la curva DT tiene un valor promedio de 55 µseg/ft, y los valores de la curva NEUT van de 1625 a 3250° API.

En esta Formación cambia la tendencia del contacto; de ser abrupto pasa a ser transicional entre Guzmantla Superior y Guzmantla Inferior, por lo que se dificulta identificar la cima de la Formación Guzmantla Inferior.

La Formación Guzmantla Inferior tiene un intervalo de 2820 a 2862 m. y una geometría sinuosa (parecida a un paréntesis), está representada por el rectángulo inferior de la Figura 3.10; fue definida por datos paleontológicos encontrados en el informe final del pozo Gamma-1. El contenido faunístico que se encontró en el intervalo de 2850 a 2864 m. fue C. innominata, P. ovalis, S. sphaerica y Heterohelixsp.

La curva GR tiene un valor promedio de 30 a 40° API, la resistividad de la curva RIL es de 15 a 500 Ohm. En cuanto a porosidad se refiere, la curva RHOB tiene valores de 2.25 a 2.45 gr/cc, DT tiene un promedio de 52 µseg/ft y la curva NEUT muestra valores altos de 1650 a 3253° API.

El contacto entre esta Formación y Maltrata continua siendo transicional.


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Fig. 3.10 Electrofacie de la Formación Guzmantla Superior y Guzmantla Inferior.

La electrofacie de la Formación Maltrata presenta una forma “serruchada” marcada con el recuadro superior de la Fig. 3.11 (intervalo 2862 a 2908.8 m.), fue determinada por muestras de canal y datos paleontológicos. A nivel global ocurrió un ascenso del nivel del mar en la edad del Turoniano y los depósitos que predominaban en el área de estudio eran depósitos de Cuenca.

En la curva GR el valor promedio fue de 25° API, la resistividad de la curva RIL tiene valores que van de 2 a 180 Ohm. Los registros de porosidad muestran los siguientes valores: curva RHOB (1.97 a 2.40 gr/cc.), curva DT (60 a 110 µseg/ft) y curva NEUT (1000 a 3200° API). Los valores anteriores acusan una unidad con presencia de arcilla y un buen horizonte DATUM.


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El contacto entre esta unidad y la Formación Orizaba cambia de transicional a abrupta.

Por último, la Formación Orizaba situada a una profundidad de 2908.8 a 3500 m., (rectángulo inferior de la Figura 3.11) la electrofacies presentada por los registros tiende a ser un poco recta; en la curva GR el valor promedio es de 20° API, en la resistividad RIL los valores van de 19 a 500 Ohm, en los registros de porosidad los valores en las curvas son: RHOB (2.35 a 2.50 gr/cc), DT (59 µseg/ft) y NEUT (3250 a 6000° API).

Fig. 3.11 Electrofacie de la Formación Maltrata y Orizaba.


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III.II.IV DISEÑO Y DESCRIPCIÓN DE SECCIONES

Una vez que quedaron definidas las electrofacies correspondientes a cada una de las formaciones de la columna tipo se llevó a cabo el diseño y la interpretación de secciones de correlación litoestratigráfica. Cada sección se representa por una línea de color y se generaron un total de cuatro secciones con una orientación general NW-SE y NE-SW, las cuales quedaron conformadas de la siguiente manera, Fig. 3.12:

Fig. 3.12 Mapa índice de secciones.

Lista de secciones

• Sección X1-X1’ (Gamma-17, Gamma-25, Gamma-6, Gamma-22, Gamma-1, Gamma-27 y Gamma-8).

Esta sección tiene una orientación NW-SE.

• Sección Y1-Y1’ (Gamma-24, Gamma-25 y Gamma-18).

Presenta una orientación SW-NE.


Uribe Zavala AnabelINSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura.

Mapa de secciones

Escamilla Vargas Yurai ib l b l

Sección X1X1’ Sección Y1Y1’ Sección Y2Y2’ Sección Y3Y3’

LEYENDA


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La orientación de esta sección es SW-SE.


Con orientación NW-NE.

En la interpretación de las cimas formacionales se utilizaron las descripciones de núcleos y muestras de canal ayudándonos con la geometría de las electrofacies. En las siguientes figuras se presentan los resultados de la correlación estratigráfica así como las secciones finales.

Sección X1-X1’

La sección X1-X1’ es la de mayor longitud en el área de estudio y está compuesta por siete pozos, incluido el pozo tipo (Gamma-1), Fig. 3.13.

En cada uno de los pozos se utilizó el registro litológico GR (línea azul) y el registro de resistividad RIL (línea roja); en caso de no contar con esta curva, se sustituyó por el registro inmediato LLD.

Se puede apreciar que todas las unidades formacionales Brecha San Felipe (BRSNFL), Guzmantla Superior (GUZ SUP), Guzmantla Inferior (GUZ INF), MALTRATA y ORIZABA están presentes a lo largo de la sección. Es importante mencionar que la unidad de interés Brecha San Felipe tiene el mayor espesor en el pozo Gamma-1, siendo este también el pozo con mayor profundidad (3500 m.). La Formación Guzmantla Inferior presenta un espesor menor en el pozo 17, este espesor va aumentando hacia el Este hasta concluir en el pozo 8.

Con respecto a todas las formaciones se puede observar que Orizaba es la que presenta mayor espesor en todos los pozos.


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Sección Y1-Y1’

Esta sección se encuentra en la Fig. 3.14 conformada por tres pozos en donde se observó que no existe discordancia alguna, ya que las Formaciones Brecha San Felipe, Guzmantla Superior, Guzmantla Inferior, Maltrata y Orizaba tienen continuidad lateral.

El pozo que tiene mayor espesor en Brecha San Felipe es el Gamma-18 y va disminuyendo hacia el W; sin embargo, el pozo que llegó a mayor profundidad es el Gamma-25 (3330 m.). Las formaciones con menor espesor son Brecha y Guzmantla Inferior, Maltrata mantiene un valor constante en sus espesores a lo largo de la sección, al igual que Guzmantla Superior, mientras que la Formación Orizaba presenta mayor espesor en el pozo Gamma-25 (23.5m.).

Para realizar la correlación litoestratigráfica se utilizaron los registros GR y LLD.

Sección Y2-Y2’

Las Formaciones Brecha San Felipe (BRSNFL), Guzmantla Superior (GUZ SUP), Guzmantla Inferior (GUZ INF), Maltrata y Orizaba presentan continuidad lateral a lo largo de los tres pozos involucrados en esta sección.

La unidad de interés BRSNFL presenta mayor espesor en el pozo Gamma-23 (42 m.), la cual disminuye su espesor hacia el Este. El pozo que alcanzó mayor profundidad durante su perforación fue el Gamma-6 con 3370 m. Con respecto a las formaciones que atraviesan estos pozos, BRSNFL y Guzmantla Inferior son las que siguen presentando menor espesor, Guzmantla Superior mantiene constante sus espesores a lo largo de la sección, mientras que Maltrata inicia con un espesor menor en Gamma-23 y aumenta hacia el Este.

Al igual que las secciones anteriores, la correlación estratigráfica se obtuvo a partir de Rayos Gamma (GR) para los tres pozos; el registro de resistividad LLD para los pozos Gamma-22 y Gamma-23 y el registro RIL para el Gamma-6, ya que éste no contó con la curva LLD.

Esta sección puede verse en la Fig. 3.15.


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Sección Y3-Y3’

Esta sección puede observarse en la Fig. 3.16. Los pozos cortan a la Formación BRSNFL, GUZ SUP, GUZ INF, Maltrata y Orizaba en las cuales no se presenta algún rasgo de tipo estructural que impida su continuidad lateral y vertical en la sección como son fracturas, fallas y discordancias.

El pozo Gamma-1 es el que presenta mayor espesor (70.7 m.) en Brecha San Felipe y también el que tiene mayor profundidad (3500 m.).

Los registros utilizados para obtener dicha correlación fueron el registro litológico Rayos Gamma (GR) y el de resistividad LLD para los pozos Gamma-27 y 28; así como RIL para el Gamma-1.


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Fig. 3.13 Correlación estratigráfica de la sección X1-X1’.

NW SE


Sección X1-X1’

Escamilla Vargas YuraiUribe Zavala Anabel

Gamma-17(2682 –

3330 m.)

Gamma-25(2547 –

3330 m.)

Gamma-6(2463 –

3370 m.)

Gamma-22(2432 –

3320 m.)

Gamma-1(2422 –

3500 m.)

Gamma-27(2450 –

3290 m.)

Gamma-8(2428 –

3370 m.)SN

FL

BRSNFL

GUZ S

UPOR

IZABA

MALTRATAGUZINF

ORIZA

BA

ORIZA

BA

ORIZA

BA

ORIZA

BA

ORIZA

BA

ORIZA

BA

MALTRATA MALTRATAMALTRATA MALTRATA

MALTRATA

MALTRATA

GUZINF GUZINFGUZINF

GUZINFGUZINF

GUZINF

GUZ S

UP

GUZ S

UP

GUZ S

UP

GUZ S

UP

GUZ S

UP

GUZ S

UP

BRSNFL BRSNFL

BRSNFLBRSNFL BRSNFL

BRSNFL

SNFL SNFL

SNFL

SNFL SNFL

SNFL


63

Fig. 3.14 Correlación estratigráfica de la sección Y1-Y1’.


64



Sección Y2-Y2’

Escamilla Vargas YuraiUribe Zavala Anabel

Gamma-23(2540 – 3330 m.)

Gamma-6(2463 - 3370 m.)

Gamma-22(2432 – 3320 m.)

W E

SNFL

BRSNFL

ORIZA

BA

MALTRATA

GUZINF

SNFL

BRSNFL

ORIZA

BA

MALTRATAGUZINF

SNFL

BRSNFL

ORIZA

BA

MALTRATA

GUZINF


65



66

CAPITULO IV: CÁLCULO DE PERMEABILIDAD A PARTIR DE REDES

IV.I PREPARACIÓN DE DATOS

Ya teniendo interpretadas las cimas formacionales, la siguiente actividad consistió en el cálculo de permeabilidad intrínseca a partir de redes neuronales en la unidad Brecha San Felipe; esto se realizó basándose en la disponibilidad de datos.

Como ya se explicó anteriormente, para la aplicación del método de redes neuronales es necesario entrenar una red neuronal y posteriormente ya puede aplicarse a casos concretos para obtener resultados.

El entrenamiento de las redes se hizo en el programa Qnet97 y el primer paso fue seleccionar el pozo de entrenamiento, el archivo LAS y los datos de permeabilidad correspondientes. Se realizó una estadística de curvas en pozos a los que se les calcularía la permeabilidad. Para esta actividad fue necesario considerar dos grupos; en el primer grupo se seleccionaron aquellos pozos que requirieron alguna edición de curvas, lo cual fue realizado en el programa IP (Interactive Petrophysics) y obteniendo su archivo LAS. En el segundo grupo los pozos no tuvieron edición y su archivo LAS fue tomado de la base de datos original. Sólo se dejaron los datos que están dentro del intervalo de la unidad Brecha San Felipe, la identificación del intervalo de trabajo se realizó en el programa IP, tomando en cuenta los resultados obtenidos en la etapa de correlación para evitar posibles anomalías en el proceso de entrenamiento.

Como parte del control de calidad de las curvas utilizadas en el entrenamiento, se realizó el cálculo de máximo y mínimo de cada curva, esto para corroborar que sus valores no salieran del rango establecido para las litologías consideradas.

Como se mencionó anteriormente, se identificó un pozo que contara con datos “duros” (petrofísica básica en núcleos) dentro del intervalo de interés BRSNFL. El pozo Gamma-421 cumplió con tal requisito, se realizó el inventario de sus registros y se realizó el mismo inventario para los once pozos restantes, lo cual dio como resultado 6 grupos con disponibilidad especifica de curvas, Tabla 4.1.


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Tabla 4.1 División de pozos en grupos para entrenamiento en el software Qnet.97.

Grupo 1: Los pozos que están en este grupo son Gamma-18, Gamma-24 y Gamma-28, y su disponibilidad de curvas es la siguiente: PROF, GR, LLD, LLS, RHOB, NPHI, DT y RXO. Cabe mencionar que aunque el pozo Gamma-24 tiene las curvas RIL y NC estas no se tomaron en cuenta para el cálculo de permeabilidad, de manera que este grupo quedo completo.

Grupo 2: En este grupo no tenemos la curva NPHI y los pozos que quedaron dentro son Gamma-1, Gamma-17, Gamma-23 y sus curvas son: PROF, GR, LLD, LLS, RHOB, DT y RXO. En los pozos Gamma-1 y Gamma-17 se asumió que RIL es equivalente a LLD y NC equivalente a LLS.

Grupo 3: Este grupo no presenta la curva RHOB por ello los pozos que pertenecen son Gamma-8 y Gamma-22, quedando de la siguiente manera: PROF, GR, LLD, LLS, NPHI, DT y RXO.

Grupo 4: El único pozo que se encuentra en este grupo es el Gamma-25 y no tiene las curvas NPHI y DT, por lo tanto sus curvas disponibles son: PROF, GR, LLD, LLS, RHOB y RXO.

Grupo 5: Este grupo al igual que el grupo anterior solo tienen un pozo y es el pozo Gamma-6, no cuenta con las curvas RHOB y NPHI y se asumió que

POZO GR LLD RIL LLS NC RHOB NPHI DT RXOGamma-18

Gamma-24

Gamma-28

Gamma-1

Gamma-17

Gamma-23

Grupo 3 Gamma-8

Gamma-22

Grupo 4 Gamma-25

Grupo 5 Gamma-6

Grupo 6 Gamma-27

Grupo 1

Grupo 2


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RIL equivalente a LLD y NC equivalente a LLS; por lo tanto sus curvas disponibles son: PROF, GR, LLD, LLS, DT y RXO.

Grupo 6: Por ultimo en este grupo la curva RXO está ausente por lo tanto el orden de las curvas quedo de la siguiente manera: PROF, GR, LLD, LLS, RHOB, NPHI y DT.

Por último el archivo para entrenamiento de la red y cálculo de los 6 grupos se guardó en extensión .csv (Delimitado por comas) guardando solo valores sin encabezado de curvas.


69

Ejecución del programa QNET para redes neuronales artificiales

Para el entrenamiento de la red, se prepararon los archivos en formato .csv para cada pozo de entrenamiento incluyendo al pozo guía (Gamma-421), para su preparación se seleccionaron los datos de la zona de interés BRSNFL (Brecha San Felipe), borrando el nombre de curvas que no serían de utilidad, como se muestra en la Fig. 4.1. Los nemónicos de interés mostrados en la figura se encuentran de la siguiente manera: DEPTH (Profundidad), GR, LLD, LLS, RHOB, NPHI, DT, RXO y K (Permeabilidad). De no contar con el registro LLD se utilizó su equivalente RIL, lo mismo fue para el registro LLS sustituyéndolo por NC.

Fig. 4.1 Formato .csv en Excel de archivos LAS.


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IV.II ENTRENAMIENTO Y APRENDIZAJE DE LA RED

Para diseñar la arquitectura de la red, se ejecutó el programa Qnet97. Primero se le dio nombre a la red, posteriormente se estableció el número de capas, cuatro en este caso. La primera capa es de entrada, la segunda y tercera son capas ocultas y la cuarta capa es de salida donde se arroja el resultado de permeabilidad (K) con la cual se van a entrenar los pozos correspondientes. Cada capa consta de un cierto número de nodos que hacen que la red quede bien entrenada, Fig. 4.2.

Fig. 4.2 Diseño de la arquitectura de la Red del pozo Gamma-421.

Después seleccionamos el archivo .csv del pozo de entrenamiento, delimitando la entrada y objetivo del pozo que es la curva de permeabilidad (K).

Se definen los parámetros de entrenamiento para guardar la red con extensión .net y entrenar la red, Fig. 4.3.

DEPTH GR LLD RHOB NPHI DT RXO

K

INPUTS

OUTPUT

LLS


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Fig. 4.3 Imagen del programa entrenando la Red.

Después que el programa terminó el entrenamiento con un valor en correlación cercano a 1 y de error casi 0, se analizan las gráficas de ayuda generadas por el entrenamiento de la red. Existe una muy buena correlación cuando tenemos un intervalo de 0.91 a 0.95 lo cual significa que la red está bien entrenada y es eficaz.

En la primer gráfica EER (Error vs Iteración), Fig. 4.4, se observa que cuando comienza el entrenamiento existe un error bastante alto y entre más vaya avanzando la iteración el error disminuye, en este caso el error disminuyo drásticamente en la iteración 15,000.


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Fig. 4.4 Gráfica de Error vs Iteración.

En la segunda gráfica (Fig. 4.5) observamos el registro invertido, aquí el registro real es la línea de color rojo y los puntos verdes es el registro sintético que se está calculando. Lo que muestra esta gráfica es que los puntos verdes queden alineados los más posible a la línea roja, lo que da por hecho que está bien entrenada la red y que depende de la configuracion de las capas ocultas.

GRÁFICA EER


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Fig. 4.5 Gráfica Targets/ Outputs vs Pattern Number.

En la tercera y última gráfica (Fig. 4.6) los puntos azules quedaron bien alineados a la línea roja, concluyendo que la red es eficaz para el entrenamiento de los pozos Gamma.

Fig. 4.6 Gráfica Scatter Comparison of Normalized Targets vs Net Outputs.

GRÁFICA TARGETS/ OUTPUTS VS PATTERN NUMBER

GRÁFICA SCATTER COMPARISON OF NORMALIZED TARGETS VS NET OUTPUTS


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IV.III EJECUCIÓN

Para calcular la permeabilidad de los once pozos se utilizó el Recall Mode, abriendo el archivo Gamma-421.net previamente generado, al correr el programa se elige el pozo perteneciente al grupo con la extensión .csv, teniendo como resultado la curva de permeabilidad (K), Fig. 4.7.

Fig. 4.7 Imagen de Qnet.97 con el modo de RECALL para el cálculo de KINT.


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IV.IV RESULTADOS

Una vez calculada la curva de permeabilidad en el intervalo de cada uno de los pozos trabajados en el proyecto, esta fue cargada y graficada solo en el pozo Gamma-421 (pozo de entrenamiento) en el carril de la derecha, Fig. 4.8. Se graficaron los datos de permeabilidad provenientes del análisis petrofísico realizado en núcleos, esto con la finalidad de calibrar los resultados obtenidos en el cálculo de permeabilidad. También se realizaron rellenos de color entre las curvas de densidad (RHOB), neutrón (NPHI) y resistividad (LLD) para resaltar de manera grafica las zonas que presentan efectos de gas y posible presencia de hidrocarburos.

Fig. 4.8 Curva de permeabilidad obtenida.


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CAPITULO V: PLANOS DE DISTRIBUCIÓN Y RIESGO

V.I PREPARACIÓN DE DATOS

Uno de los primeros resultados que se obtuvieron de la correlación de secciones es el espesor total de la unidad de interés (Brecha San Felipe). Se preparó una tabla con las cimas finales y los espesores de esta unidad, lo cual ayudó en la realización del plano de cimas estructurales.

Para realizar el llenado de la tabla se revisó la carpeta de reportes de cada pozo seleccionado y se abrió el formato block de notas, tomando en cuenta la siguiente información: PT: Profundidad Total (mdbmr), MR: Elevación de la Mesa Rotaria (msnm.), Elev. T: Elevación del Terreno (msnm.), Cimas de Unidades o Formaciones (mbmr, mbnm), Espesor real (m), y terminación del pozo.

El espesor y la cima final fueron tomados de la interpretación de patrones de registros de la zona de interés, Tabla. 5.1.


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Tabla 5.1 Tabla de cimas y espesores finales de los pozos.

Pozo PT MR Elev. T. Unidades Formación

Cima (snm)

Cima (MR) Espesor Cima

finalEspesor

finalTerminación del

pozoMENDEZ 2,107.21 2,201 221 2,201.0 221.0SAN FELIPE 2,328.21 2,422 245 2,422.0 244.3BRSNFL 2,666.3 70.7GUZMANTLA SUPERIOR 2,573.21 2,667 70 2,737.0 94.0GUZMANTLA INFERIOR 2,643.21 2,737 124 2,831.0 29.8MALTRATA 2,767.21 2,861 48 2,860.8 49.0ORIZABA 2,815.21 2,909 593 2,909.8 590.2MENDEZ 2,170.30 2,259 204 2,259.0 204.0SAN FELIPE 2,374.30 2,463 269 2,463.0 262.3BRSNFL 2,643.30 2,732 41 2,725.3 34.7GUZMANTLA SUPERIOR 2,760.0 125.0GUZMANTLA INFERIOR 2,684.30 2,773 128 2,885.0 16.0MALTRATA 2,812.30 2,901 50 2,901.0 57.8ORIZABA 2,862.30 2,951 424 2,958.8 411.2MENDEZ 2,082.95 2,163 265 2,163.0 265.0SAN FELIPE 2,347.95 2,428 185 2,428.0 279.3BRSNFL 2,707.3 29.7GUZMANTLA SUPERIOR 2,604.95 2,685 49 2,737.0 131.0GUZMANTLA INFERIOR 2,653.95 2,734 172 2,868.0 37.5MALTRATA 2,825.95 2,906 74 2,905.5 75.0ORIZABA 2,899.95 2,980 380 2,980.5 389.5MENDEZ 2,263.98 2,360 322 2,360.0 322.0SAN FELIPE 2,585.98 2,682 223 2,682.0 225.0BRSNFL 2,808.98 2,905 38 2,907.0 35.0GUZMANTLA SUPERIOR 2,942.0 112.0GUZMANTLA INFERIOR 2,846.98 2,943 114 3,054.0 10.8MALTRATA 2,957.98 3,054 45 3,064.8 36.5ORIZABA 3,002.98 3,099 281 3,101.3 278.7MENDEZ 2,266.05 2,348 284 2,348.0 284.0SAN FELIPE 2,550.05 2,632 236 2,632.0 244.0BRSNFL 2,876.0 24.0GUZMANTLA SUPERIOR 2,900.0 95.0GUZMANTLA INFERIOR 2,819.05 2,901 126 2,995.0 31.5MALTRATA 2,945.05 3,027 102 3,026.5 103.0ORIZABA 3,047.05 3,129 136 3,129.5 130.5

Gamma1 3,502 93.79 89.96 Productor de Aceite

Productor de Aceite

Gamma 8 3,360 80.05 75.43 Productor de aceite

Gamma6 3,375 88.7 83.83

Gamma 17 3,500 96.02 93.21Productor de gas y

condensado


condensado


78

Tabla 5.1 (Continuación). Tabla de cimas y espesores finales de los pozos.

Pozo PT MR Elev. T. Unidades Formación

Cima (snm)

Cima (MR) Espesor Cima

finalEspesor

finalTerminación del

pozoMENDEZ 2,109.60 2,191 241 2,191.0 241.0SAN FELIPE 2,350.60 2,432 226 2,432.0 225.8BRSNFL 2,576.60 2,658 32 2,657.8 32.2GUZMANTLA SUPERIOR 2,690.0 127.0GUZMANTLA INFERIOR 2,609 2,690 164 2,817.0 37.0MALTRATA 2,773 2,854 61 2,854.0 61.5ORIZABA 2,834 2,915 405 2,915.5 405MENDEZ 2,203.00 2,296 244 2,296.0 244.0SAN FELIPE 2,447.00 2,540 265 2,540.0 256.0BRSNFL 2,712 2,805 31 2,796.0 42.0GUZMANTLA SUPERIOR 2,838.0 122.0GUZMANTLA INFERIOR 2,743 2,836 137 2,960.0 10.8MALTRATA 2,880 2,973 52 2,970.8 55.7ORIZABA 2,932 3,025 305 3,026.5 304MENDEZ 2,243.37 2,337 287 2,337.0 287.0SAN FELIPE 2,530.37 2,624 247 2,624.0 267.5BRSNFL 2,777.37 2,871 35 2,891.5 13.5GUZMANTLA SUPERIOR 2,905.0 105.0GUZMANTLA INFERIOR 2,812.37 2,906 117 3,010.0 8.5MALTRATA 2,929.37 3,023 52 3,018.5 57.8ORIZABA 2,981.37 3,075 255 3,076.3 244MENDEZ 2,211.65 2,303 244 2,303.0 244.0SAN FELIPE 2,455.65 2,547 261 2,547.0 261.5BRSNFL 2,716.65 2,808 27 2,808.5 23.5GUZMANTLA SUPERIOR 2,832.0 134.0GUZMANTLA INFERIOR 2,743.65 2,835 138 2,966.0 6.3MALTRATA 2,881.65 2,973 71 2,972.3 76.2ORIZABA 2,952.65 3,044 279 3,048.5 281.5MENDEZ 2,099 2,190 260 2,190.0 260.0SAN FELIPE 2,359 2,450 232 2,450.0 229.8BRSNFL 2,591 2,682 46 2,679.8 49.2GUZMANTLA SUPERIOR 2,729.0 99.0GUZMANTLA INFERIOR 2,637 2,728 137 2,828.0 37.1MALTRATA 2,774 2,865 55 2,865.1 54.6ORIZABA 2,829 2,920 370 2,919.7 370.3MENDEZ 2,065 2,215 200 2,215.0 200.0SAN FELIPE 2,265 2,415 265 2,415.0 265.8BRSNFL 2,530 2,680 64 2,680.8 61.2GUZMANTLA SUPERIOR 2,742.0 130.0GUZMANTLA INFERIOR 2,594 2,744 249 2,872.0 75.3MALTRATA 2,843 2,993 63 2,947.3 109.0ORIZABA 2,906 3,056 184 3,056.3 183.7





Gamma 28 3,240 91 81.2

Improductivo gas s/presión.En Agosto

de 2003 se probo intervalo de brechas

S.F. resultando productor de gas y

condensado


condensado


79

V.II ELABORACIÓN DE PLANOS Y DESCRIPCIÓN

Los planos se realizaron en el programa Surfer8 utilizando el método Grid:

Plano de espesores totales de Brecha San Felipe (BRSNFL)

El plano de espesor total para la Formación Brecha San Felipe se obtuvo a partir de los datos de la correlación litoestratigráfica contenidos en la tabla de pozos (Tabla 5.1 de cimas y espesores finales de los pozos) mostrando una configuración de los once pozos a cada 3 m. En la Fig. 5.1 se observa que los espesores totales mayores se encuentran en color verde obscuro y los de menor tamaño en color verde claro.

Como se observa, la zona de mayor espesor se encuentra hacia el SE (Zona de los pozos Gamma-1, 27 y 28). Esta zona es de interés económico debido a que los pozos en esta área presentan el mayor espesor para el almacenamiento de hidrocarburos. La zona hacia el NW presenta menor espesor para la acumulación de Hidrocarburos.


80

Fig. 5.1 Plano de espesor total de la unidad BRSNFL.

G1

G6

G8

G17 G18

G22G23

G24

G25

G27

G28

70.7

34.7

29.7

35 24

32.242

13.5

23.5

49.2

61.2

N

W E

S

14

17

20

23

26

29

32

35

38

41

44

47

50

53

56

59

62

65

68

71

m (metros)


Plano de espesor total en BRSNFL



81

Plano de cimas estructurales de Brecha San Felipe (BRSNFL)

El plano de cimas estructurales en BRSNFL fue elaborado a partir de los resultados obtenidos en la correlación estratigráfica contenida en la Tabla 5.1. Cabe mencionar que las cimas estructurales están en metros verticales bajo el nivel del mar (cotas negativas en los planos), es decir provienen de la diferencia entre la cima de la unidad y la elevación de la mesa rotaria en cada pozo.

Cabe mencionar que en el dato de la mesa rotaria ya esta integrado el valor de la elevación del terreno, es por ello que el valor de la mesa rotaria es mayor a la elevación.

Como se puede observar la zona más alta de la estructura se encuentra hacia SE (zona de pozos Gamma-1, Gamma-22, Gamma-27 Gamma-28 y Gamma-8). Dicha zona es importante económicamente hablando ya que esta zona presenta regularmente mayor almacenamiento de hidrocarburos. Hacia el NW (Pozos Gamma-6, 17, 18, 23, 24 y Gamma-25), es la zona donde es probable que se encuentre el contacto agua - aceite o la proximidad al acuífero, debido a la profundidad que se encuentran, Fig. 5.2.


82

Fig. 5.2 Plano de cimas estructurales de la unidad BRSNFL.

-2572.51

-2636.6

-2627.25

-2810.98 -2794.05

-2576.4-2702.5

-2797.87

-2717.15

-2589.02

-2598.8

G1

G6

G8

G17 G18

G22G23

G24

G25

G27

G28

N

W E

S

-2820

-2800

-2780

-2760

-2740

-2720

-2700

-2680

-2660

-2640

-2620

-2600

-2580

m (metros)


Plano de cimas estructurales en BRSNFL



83

Plano de permeabilidad (K) de Brecha San Felipe (BRSNFL)

En la Fig. 5.3 se muestra que los valores mas altos de permeabilidad (K) están en color verde hacia el SE (zona de los pozos Gamma-1, 6, 8, 22, 27 y Gamma-28) y los valores mas bajos de permeabilidad están orientados al NW en color verde claro (pozos Gamma-17, Gamma-18, Gamma-23, Gamma-24 y Gamma-25), por lo tanto existe la dificultad de que los hidrocarburos no tengan mayor movilidad dentro del yacimiento hacia los pozos.


84

Fig. 5.3 Plano de permeabilidad (K) de la unidad BRSNFL.

6.45

6.21

6.28

0.01 0.16

6.310.85

0.69

2.49

6.54

6.49

G1

G6

G8

G17 G18

G22G23

G24

G25

G27

G28

G32

G1001

G12

G2 G3

G404

342,634.49

25,485.21

28,316.9

4,564,684.29

1,480,973.87

4,749,889.76

15,668,912.03

PRODUCCIÓN ACUMULADA

(mmpc -millones de

pies cúbicos)

0 – 4

4 – 8

8 – 12

12 - 16

0

1

2

3

4

5

6

7

mD (mili-Darcy)


Plano de permeabilidad en BRSNFL


N

W E

S


85

CAPITULO VI: INTEGRACIÓN E INTERPRETACIÓN

Con base en los resultados obtenidos en la correlación estratigráfica tenemos el siguiente escenario: todos los pozos utilizados para la realización de las secciones (Figuras 3.13, 3.14, 3.15 y 3.16) presentaron columnas completas y todas las unidades estuvieron presentes en casi todos los pozos estudiados. En particular la Brecha San Felipe, la cual su litología fue sustentada con muestras de núcleos, se encuentra con ligero engrosamiento hacia el SE que en términos de espesores, hace atractiva esta zona para la acumulación de hidrocarburos; ésta misma unidad presenta un adelgazamiento hacia el NW según lo mostrado en las secciones de correlación, lo cual también puede observarse en el plano de espesor total, Fig. 5.1.

Así mismo, analizando los datos mostrados en los planos de espesores totales y cimas estructurales de la Brecha San Felipe (Figuras 5.1 y 5.2), la zona con mayor espesor y mejor posición estructural se encuentra al SE, donde se ubican los pozos Gamma-1, 3, 8, 22, 27 y 28, dichos valores representan condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos, ya que en términos estructurales, es hacia las partes más altas donde migran y se concentran los hidrocarburos para formar yacimientos de gas o aceite. En el plano de permeabilidad (KINT) se observa que los valores más altos de esta propiedad petrofísica se concentran en la misma área donde se encuentran los pozos antes mencionados, Fig. 5.3, lo cual sugiere una correspondencia entre los mayores espesores, mejor posición estructural y mejores valores de permeabilidad, lo cual hace de ésta zona la mejor área para proponer nuevas localizaciones de futuros pozos.

Para la realización del plano de permeabilidad (Fig. 5.3) se tomaron en cuenta los datos de producción de gas que solo se utilizaron para apoyar las distribuciones de permeabilidad (KINT) ya que generalmente las mejores producciones de hidrocarburos también corresponden a zonas con permeabilidades altas. Se seleccionaron pozos que contaran con dichos datos en la Brecha San Felipe (Gamma-2, 3, 12, 18, 32, 404 y 1001), para ser introducidos en el plano de integración final. Cabe mencionar que el pozo Gamma-18 ya se venía trabajando con anterioridad.

La roca almacén se encuentra distribuida en toda el área de estudio, de acuerdo a lo mostrado por el plano de espesor total de la Brecha San


86

Felipe (Fig. 5.1). Las muestras de núcleos mostraron baja porosidad e intensidad de fracturamiento visible en muestra de mano, por lo tanto se esperaría que los valores de porosidad y permeabilidad a nivel microscópico también resultaran relativamente bajos.

Un punto a favor que hace posible la producción de hidrocarburos en la unidad Brecha San Felipe es que se trata de gas. De lo contrario, si esta Formación fuera yacimiento de aceite, sería muy difícil su extracción, de acuerdo a las propiedades petrofísicas que presenta (baja permeabilidad y porosidad), por lo tanto no sería viable económicamente su explotación.

Después del análisis de los planos realizados y utilizando datos de producción acumulada se delimitó el área con mayor espesor, mejor posición estructural, datos de permeabilidad óptimos y mejor posición respecto al posible contacto gas-agua marcado por la línea de color rojo en la curva 2597.21 mbnm., dicha zona se observa en la Fig. 6.1. Así mismo, se observan las nuevas zonas propuestas para exploración y son la localización Gamma-B y la localización Gamma-Y. Estas nuevas zonas están sustentadas con datos óptimos de registros geofísicos, posición estructural, espesores mayores y valores adecuados de permeabilidad para la producción de gas en el horizonte de BRSNFL.


87

Fig. 6.1 Delimitación y área propuesta de nuevas localizaciones.

PRODUCCIÓN ACUMULADA

(mmpc -millones de

pies cúbicos)

0 – 4

4 – 8

8 – 12

12 - 16-2820

-2800

-2780

-2760

-2740

-2720

-2700

-2680

-2660

-2640

-2620

-2600

-2580

m (metros)

-2572.51

-2636.6

-2627.25

-2810.98 -2794.05

-2576.4-2702.5

-2797.87

-2717.15

-2589.02

-2598.8

G1

G6

G8

G17 G18

G22G23

G24

G25

G27

G28

G32

G12

G2 GB

GY

G1001G3

Simbología

Contacto Gas-Agua

Área propuesta para localizaciones

Localizaciones propuestas

N

W E

S


Plano de localizaciones propuestas

Escamilla Vargas Yurai


88

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• Se estableció como columna tipo el pozo Gamma-1 ya que presenta una columna estratigráfica normal completa, no tuvo afectación de elementos estructurales que ocasionen ausencia o repetición de las formaciones.

• Para la correlación estratigráfica y el modelo de permeabilidad se utilizó la información de 11 pozos los cuales presentaron una calidad y cantidad de información de regular a buena.

• Para la interpretación estratigráfica se realizaron 4 secciones: una con orientación al NW-SE, otra orientada SW-N, otra más con orientación SW-SE y una última con orientación NW-NE.

• Con base en los resultados obtenidos en la correlación estratigráfica de secciones, se observó que todos los pozos presentan una continuidad lateral en las formaciones atravesadas.

• Las unidades interpretadas en la correlación estratigráfica fueron Méndez, San Felipe, Brecha San Felipe, Guzmantla Superior, Guzmantla Inferior, Maltrata y Orizaba.

• La unidad Brecha San Felipe (BRSNFL), es productora de gas húmedo en litofacies de brechas calcáreas con baja permeabilidad y porosidad, la trampa de hidrocarburos en el área de estudio es de tipo estructural.

• Se realizaron cuatro planos a partir de los resultados interpretados en la unidad Brecha San Felipe, por ser la unidad que contó con mayor cantidad de datos, estos fueron: plano de espesor total, plano de cima estructural, plano de distribución de permeabilidad y plano de integración final presentando áreas con potencial almacenador de hidrocarburos.


89

• Para el modelo de permeabilidad se utilizaron los datos del pozo Gamma-421, los cuales sirvieron para entrenamiento de las redes neuronales.

• Para dar consistencia a las distribuciones de permeabilidad, se integraron los datos de producción acumulada de gas de diversos pozos que no estaban incluidos en la lista final de pozos trabajados. Estos datos se utilizaron como apoyo para poder respaldar las tendencias de permeabilidad generadas a partir del modelo de redes neuronales.

• Los datos “duros” que ayudaron a sustentar el modelo de permeabilidad, espesores totales y cimas estructurales en la identificación de zonas productoras de gas, fueron: descripciones de muestras de canal y núcleos para determinar el tipo de litología que fue atravesada por el pozo, así como la calidad petrofísica de la roca almacén.

• Para el establecimiento de las áreas con potencial almacenador de hidrocarburos se utilizaron los resultados de la interpretación estratigráfica a partir de registros, una distribución de permeabilidad de permeabilidad a partir de redes neuronales, así como la integración de planos de espesor total, cima estructural y un plano final de integración.

• Se establecieron áreas atractivas para la acumulación de hidrocarburos y para la propuesta de nuevas localizaciones de pozos productores de hidrocarburos en el campo Gama ubicado en el Frente Tectónico Sepultado en el estado de Veracruz.

• De acuerdo a los resultados arrojados en todas las etapas anteriormente citadas, se logró interpretar que la mejor zona con potencial almacenador de hidrocarburos se encuentra al SE del área de estudio, lo cual se muestra en el plano de integración final de resultados.

• Si bien los resultados obtenidos en este estudio fueron aceptables, es necesario contar con mayor cantidad de datos petrofísicos de


90

núcleos en cada uno de los pozos para obtener distribuciones con mayor precisión.

• Se recomienda utilizar algunos pozos con datos petrofísicos en la unidad Brecha San Felipe con el fin de utilizarlos en el entrenamiento de redes neuronales para obtener la permeabilidad.

• Una vez determinada el área de estudio, buscar la mayor cantidad de información sobre trabajos previos de la zona, para poder tener un panorama general de lo que se ha hecho y de lo que podría proponerse mediante el uso de nuevas tecnologías mejorar los resultados en el área de estudio.

• Seleccionar datos importantes y diseñar un formato (tablas) en el que se pueda manejar de manera sencilla la información general de pozos: las profundidades totales, cimas, espesores, formaciones, registros geofísicos, etc.

• Adquirir conocimiento en el manejo de algunos programas para elaborar gráficos, mapas, etc. que nos puedan ayudar a representar mejor la interpretación de nuestros datos.


91

REFERENCIAS

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