Miguel Bosch*, Universidad Central de Venezuela, María Stifano, Oscar Salazar y Luis Rojas, Ecopetrol, Roxana Panchano y Francis Peña, Info Geosciences Technology and Services

Copyright 2008, ACGGP. This paper was selected for presentation by an ACGGP Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

Resumen La cuenca del VMM es la segunda provincia petrolífera más importante de Colombia. Existe una amplia cobertura de información sísmica 2D, además de levantamientos 3D localizados en campos en desarrollo. Las principales formaciones productoras de petróleo son unidades continentales terciarias, predominantemente arcillosas y donde las arenas productoras son de carácter discontinuo y calidad altamente variable, con entrampamientos que combinan elementos estructurales y estratigráficos. Se ha considerado de importancia explotar la información de las amplitudes sísmicas de reflexión en el mallado de líneas exploratorias mediante la inversión elástica y combinar esta información con la adecuada caracterización de los estratos con potencialidad de reservorio. En este trabajo mostramos resultados de la aplicación de estas técnicas a un sector del Valle Medio, que abarcó alrededor de 70 líneas sísmicas, y de la integración de esta información a la interpretación. Las arenas con petróleo en los niveles productores se caracterizaron como estratos de baja densidad, impedancia y velocidad sísmica, resultando la densidad una de las propiedades de importancia para la discriminación de las arenas objetivo. Combinando la caracterización de la información de pozos y las propiedades estimadas mediante la inversión sísmica se elaboraron estimadores de la arcillosidad, porosidad total, porosidad efectiva y permeabilidad. En base al mallado 2D, suficientemente denso en esta área, se interpolaron las propiedades de reservorio estimadas para la elaboración de mapas e identificación de prospectos.

Introducción La inversión de sísmica de reflexión extrae información de las amplitudes sísmicas que se utiliza para estimar las propiedades elásticas y de reservorio del medio, útiles para la interpretación y exploración. La metodología es igualmente válida en sísmica 3D como en sísmica 2D. Resulta entonces de importancia la aplicación de estas técnicas para enriquecer la información disponible en áreas exploratorias. En el Valle Medio del Magdalena se dispone de una extensa red de líneas

sísmicas 2D con variadas geometrías de adquisición y de procesamiento sísmico sobre áreas en exploración. La región es productora de petróleo en numerosos campos, siendo de interés la definición de nuevos prospectos para explotar este potencial petrolífero. En un sector del Valle Medio (áreas De Mares y VMM6) se llevó a cabo un estudio de inversión sísmica y caracterización sobre una malla de líneas 2D, para evaluar el potencial de esta técnica, con resultados satisfactorios en la identificación de litología, y estimaciones de porosidad y permeabilidad. Estos resultados se han incorporado el proceso de interpretación del área. Inversión sísmica La inversión sísmica se realiza utilizando el modelo elástico de reflectividad para diversos ángulos de incidencia, dado por las ecuaciones de Zoeppritz para ondas compresionales incidentes y su correspondiente convolución con la ondícula fuente. El método estima conjuntamente la velocidad de onda P, la velocidad de onda S y la densidad, minimizando una función objetivo que evalúa la proximidad entre la data sísmica calculada y observada y la consistencia de la estimación con la información previa. Las propiedades estimadas satisfacen conjuntamente: (1) la información previa en Vp, Vs y densidad, (2) la data sísmica observada y (3) información previa sobre la ondícula fuente. Adicionalmente, a partir de ondículas fuente previa para cada ángulo de incidencia, estas se adaptan espacialmente en el proceso de inversión. Una revisión sobre los componentes de la inversión

Inversión sísmica y aplicaciones en la exploración del Valle Medio del Magdalena, Colombia

Figura 1. Caracterizacion de arenas productoras en un gráfico cruzado de densidad y velocidad de onda compresionalcalculadas en base a los registros de pozo en el sector de arenasbasales de la formacion Esmeraldas.

2 Inversión elástica Valle Medio del Magdalena, Colombia

sísmica y su combinación se encuentra en el trabajo de Bosch et al. (2010).

El modelo previo de propiedades elásticas (Vp, Vs y densidad) se elaboró combinando información de registros de pozo y los horizontes sísmicos interpretados en la malla de líneas 2D. La estimación de la ondícula fuente previa se realizó en dos etapas: (1) una estimación inicial con base en el amarre y modelado de la sísmica apilada en las localizaciones de pozo, y (2) una etapa de refinamiento mediante el modelado del grupo de trazas de CDP común pre-apilado en dominio de ángulos de incidencia, utilizando métodos estocásticos. La preparación de la data sísmica incluyó procesos de mejora de la relación/señal ruido, balanceo parcial de amplitudes y conversión del dominio de apertura emisor-receptor al dominio de ángulos de incidencia. Mediante la inversión se estimaron los parámetros elásticos isotrópicos para una ventana de tiempo que incluye los principales objetivos exploratorios planteados en las formaciones Esmeraldas, Mugrosa y grupo Chorro, y particularmente las arenas basales de la formación Esmeraldas.

Estimación de las propiedades de reservorio

Las propiedades elásticas calculadas mediante la inversión

sísmica se utilizaron para la estimación de parámetros de importancia en la exploración. Uno de los aspectos relevantes en esta área es la identificación de las arenas de mayor

calidad, en términos de mejores porosidades y permeabilidad. Para ello se realizó un detallado análisis de la información de pozos, con foco en la relación entre los parámetros elásticos y las propiedades de interés potencial exploratorio: la litología, porosidad y permeabilidad.

Las arenas basales de Esmeraldas, y en particular las arenas petrolíferas, tienen tendencia a bajas impedancias acústicas, baja densidad y velocidad de onda P, en comparación con las arcillas y arenas de baja calidad (figura 1). En base a análisis de regresión multi-parámetro se elaboró un estimador de arcillosidad derivado de las propiedades estimadas por la inversión. Por su parte, la porosidad en las rocas siliciclasticas de las formaciones de interés mostró una marcada correlación (negativa como es de esperar) con la densidad y la velocidad de onda P, verificada en base a la información de pozos. Con estas relaciones se elaboró un estimador de la porosidad total para las formaciones de interés. La figura 2 muestra un detalle de la sección de densidad de masa y de velocidad de onda compresional en una de las secciones sísmicas, y el correspondiente estimador de porosidad total para esta sección.

Combinando los estimadores de porosidad total y de arcillosidad, se elaboró un estimador de la porosidad efectiva. También se realizó un análisis del efecto de la sustitución de fluido en las propiedades elásticas de estas arenas, mostrando un efecto directo moderado.

Figura 2. Acercamiento sobre las secciones de velocidad de onda compresional y de densidad para una de las líneas y el estimador deporosidad total elaborado a partir de estas propiedades.

SPE Inversión elástica en el Valle Medio del Magdalena, Colombia 3

La información proveniente de ensayos de núcleos disponible para pozos del área fue utilizada en el estudio, resultando de utilidad para caracterizar la permeabilidad en las arenas basales de la formación Esmeraldas. La figura 3 muestra a manera de ejemplo, la relación entre el logaritmo de la permeabilidad y la porosidad en estas arenas. Esta relación altamente correlacionada, sirvió de base para la elaboración de en estimador de permeabilidad calculado a partir de las propiedades calculadas con la inversión sísmica.

Los estimadores de propiedades de reservorio han resultado de mucha utilidad a los interpretes del área, como insumo en la jerarquización de prospectos que combinan aspectos estructurales con las propiedades estimadas: arcillosidad,

porosidad total, porosidad efectiva y permeabilidad. La figura 4 muestra una vista 3D de un sector del mallado de líneas 2D mostrando las secciones de arcillosidad y porosidad efectiva estimadas.

Integración a la interpretación

Las propiedades de reservorio estimadas sobre la malla de

líneas 2D del área se combinaron con la interpretación sísmica, aportando información relevante sobre la estratigrafía, morfología y calidad de los estratos arenosos. En particular la estimación de propiedades de reservorio es útil para evaluar la calidad de las arenas objetivo, correspondiente a aquellos estratos de mayor arenosidad, porosidad efectiva y permeabilidad, combinando estas características con la evaluación de los aspectos estructurales y de entrampamiento. Esta información amplía de manera importante los insumos para a la elaboración de prospectos, jerarquización de los prospectos y ubicación de las trayectorias de pozo, incrementando la expectativa de perforación exitosa y productividad.

A manera de ejemplo, mostramos en la figura 5 resultados

de la integración de información resultante de la inversión sísmica a la interpretación de área, en uno de los sectores que cuenta con un pozo exploratorio exitoso (pozo 1). Uno de los aspectos a mencionar en la metodología es la interpolación de los estimadores de propiedades de reservorio, cuyo soporte espacial está en las secciones de la malla 2D, sobre los horizontes tridimensionales elaborados mediante la interpretación sísmica. Esto permitió la elaboración de mapas de arcillosidad, porosidad efectiva y permeabilidad. La figura 5a muestra el mapa estructural del tope de las arenas basales de la Fm. Esmeraldas que define uno de los prospectos del área. Los mapas de arcillosidad (figura 5b) y de porosidad

Figura 3. Relacion entre la porosidad y la permeabilidad enensayos de nucleo para arenas basales de la formacionEsmeraldas.

Figura 4. Vista 3D del estimador de arcillosidad y de porosidad efectiva en un grupo de líneas.

4 Inversión elástica en Valle Medio del Magdalena, Colombia

efectiva (figura 5c) permiten identificar las zonas del estrato arenoso objetivo en la cual la arena presenta mejores cualidades como reservorio. Las secciones de arcillosidad (5d) y de porosidad efectiva (5e) en una de las líneas 2D que pasa por la localización del pozo existente muestran la extensión lateral del estrato arenoso y sus variaciones espaciales en cuanto a la calidad de la arena.

Conclusiones

La inversión de data sísmica pre-apilada en base al modelo

de reflectividad elástico ha dado resultados satisfactorios en la estimación de propiedades del medio para data de líneas sísmicas 2D en un área en exploración. En base a las propiedades elásticas se calibraron estimadores asertivos de la litología (arcillosidad), porosidad total, porosidad efectiva y

permeabilidad para los niveles objetivo de la exploración. La integración de estos resultados a la interpretación se ha convalidado con la información de pozos existente, y ha facilitado la ubicación y selección de prospectos exploratorios.

Agradecimientos

Agradecemos a Ecopetrol e Info Geosciences Technology

and Services por la autorización a mostrar estos resultados.

Referencias Bosch, M., T. Mukerji and E. Gonzalez, 2010, Seismic inversion for

reservoir properties combining statistical rock physics and geostatistics: A review, Geophysics, 75, A165-A176, doi:10.1190/1.3478209.

Figura 5. Validación de un prospecto con la contribución de las propiedades estimadas con la inversión sísmica .( a) Mapa estructuraldel tope de las arenas basales de la Fm. Esmeradas elaborado en base a los horizontes interpretados en las líneas 2D. Mapas de (b) la arcillosidad y (c) la porosidad efectiva calculados mediante la interpolación de los correspondientes estimadores calculados sobre lamalla de líneas 2D en el estudio de inversión sísmica. Secciones de (d) arcillosidad y (e) porosidad efectiva en una línea que pasa sobre el pozo 1, mostrando los estratos arenosos objetivo; la orientación de la sección se indica con una línea negra sobre los mapas (b) y (c). El pozo 1 ha verificado la presencia de arenas con petróleo.