Modelo sedimentario con distribución de facies-litofacies en abanicos submarinos, identificando oportunidades para el desarollo de un campo petrolero
Por: Santiago García, Luis Humberto 1*, López Sánchez, Leonardo1
Resumen
Desde su etapa exploratoria hasta el desarrollo, los pozos perforados en el área de estudio han atravesado secuencias de areniscas de gran espesor impregnadas con hidrocarburo, dichas secuencias fueron depositadas en un ambiente de abanicos submarinos, lo que representa buena extensión de la roca almacén, pero también complejidad debido a variabilidad interna por cambio lateral de facies y litofacies.
Dadas las condiciones de alta viscosidad del aceite, baja permeabilidad y profundidad del yacimiento, estas areniscas no han sido desarrolladas. Actualmente con la constante declinación del yacimiento principal, estrategia de producción y análisis de productividad de pozos, surge la necesidad de realizar la caracterización estática de las secuencias que permita conocer los límites, arquitectura interna y distribución.
Con este trabajo se pretende mostrar los resultados y las metodologías utilizadas en la caracterización geológica de dicho tipo de yacimientos, así como su integración, distribución de facies en un modelo geológico 3D y áreas identificadas para la perforación de pozos horizontales.
Introducción
Durante la etapa exploratoria en el área de estudio, el primer pozo fue perforado con el objetivo de investigar la acumulación de hidrocarburos en las rocas del Mesozoico, el cual no se cumplió debido a fuertes manifestaciones de hidrocarburo dentro de las secuencias de areniscas del Mioceno, provocando constantemente descontrol del pozo, por lo que se procedió a concluir el pozo y realizar pruebas de producción en el Terciario a 4,700 metros verticales aproximadamente, resultando productor de 330 barriles diarios de aceite viscoso.
Debido a la calidad del hidrocarburo de 16° API, bajas cuotas de producción y profundidad del yacimiento, las secuencias de areniscas no fueron explotadas y se desarrollaron las reservas de hidrocarburo en rocas del mesozoico del campo; sin embargo, en el Terciario se cuenta con historia de producción de cinco pozos, los cuales fueron probados mediante reparaciones mayores, con condiciones mecánicas y geometría de pozo diseñadas para el yacimiento más profundo.
Con la constante declinación del yacimiento principal las reservas en el Terciario cobran relevancia y por estrategia, se inicia con el análisis del comportamiento dinámico y productividad de los pozos con producción en el Terciario, el cual concluye que la forma óptima para el desarrollo de estas areniscas, es a través de la perforación de pozos horizontales con un mínimo de 500 metros de navegación dentro del yacimiento, dadas las condiciones de alta viscosidad del aceite, baja permeabilidad y profundidad del yacimiento.
Con el objetivo de identificar áreas prospectivas para el desarrollo del campo a nivel Terciario, se realizó la caracterización integral de estas secuencias de areniscas, logrando determinar los límites, arquitectura interna, distribución de propiedades petrofísicas e identificación de los yacimientos con mayor potencial para el desarrollo. Con este trabajo se pretende mostrar los resultados y las metodologías utilizadas en la caracterización geológica de dicho yacimiento, así como la integración de los resultados en el modelado geológico. (Figura1).
Marco geológico regional y límites del yacimiento
El área de estudio se encuentra dentro de la Provincia Petrolera del Sureste, en la sub-cuenca de Comalcalco, la cual limita al noreste con la plataforma continental del Golfo de México, al sur con la falla Comalcalco, hacia el este con la sub- cuenca de Macuspana y hacia el oeste su límite se marca donde empiezan a aparecer los primeros domos salinos de la sub-provincia Salina del Itsmo. (Figura2).
Como parte de los resultados del estudio realizado por Sosa et al. (2006) en el proyecto de Plays en las Cuencas Terciarias del Sureste de México, se estableció la proveniencia de los sedimentos y el espacio de acomodo disponible para su depositación dentro de la sub-cuenca. Mencionando que para el Mioceno Superior el movimiento de la sal formó espacios de acomodo preferencial, donde sedimentos provenientes de la Sierra de Chiapas son transportados por deslizamientos, gravedad y corrientes turbidíticos a los abanicos submarinos contenidos en las minicuencas por evacuación de sal, dentro del talud. (Figura 3).
Figura 3. Modelo sedimentario conceptual, tomado de Sosa et al. (2006).
En la sección sísmica compuesta (Figura 4), se muestra la interpretación estratigráfica y sísmico-estructural de las principales secuencias de 1er orden, siendo la discordancia regional del Paleógeno la base donde descansa el depósito de areniscas del Mocnl-30. Hacia el sur se observa la formación de un paleo- alto estructural provocando un depocentro en la zona de estudio. Hacia el norte tenemos la presencia de un cuerpo salino, el cual sirve como principal sello y zona de despegue de las fallas del Terciario, limitando la secuencia.
En la actualización del estudio regional de plays se determinó que para el Mocnl-30 dominan los depósitos de abanicos de talud, con base a estudios de núcleo, análisis de lámina delgada, paleontología de alta resolución, batimetría y secciones regionales, Varela et al. (2009), en donde se establecieron mapas paleo-ambientales regionales, los cuales se utilizaron como base para el modelo sedimentario local en el área de estudio. (Figura 5).
(Imagen derecha.) Modelo sedimentario inicial en el área de estudio.
Modelo sedimentario
Para la construcción del modelo sedimentario, se integró la información regional, registros geofísicos, datos de paleontología, descripciones litológicas de muestras de canal, núcleos y registro de hidrocarburos de 31 pozos, que durante su perforación con objetivo Mesozoico atravesaron estas secuencias de areniscas.
Se estableció una metodología basada en la identificación de las secuencias de 2do orden hasta llegar a una escala de análisis a nivel de pozo con secuencias de 4to orden identificando las unidades de flujo presentes en el yacimiento. (Figura 6).
Con base a la interpretación de secciones sísmicas regionales (Ver, figura 4), el yacimiento se encuentra limitado al norte y al oeste por un cuerpo salino, al sur de forma discordante con el Paleógeno, al este por cambio de facies, cubriendo un área aproximada de 23 km2, por lo que se trazaron 7 secciones a nivel de yacimiento para identificar los límites de las secuencias principales. (Figura 7).
Tomando en cuenta la respuesta eléctrica de los registros geofísicos se identificaron los límites de secuencias principales en el yacimiento (3er orden), correspondientes a superficies de máxima inundación, Msb-25, Msb-24, Msb-23, Msb-22 y Msb-21, siendo posible su calibración en la imagen sísmica debido a que estas secuencias tienen un rango de espesor aproximado de 70 a 150 metros y el volumen sísmico a esta profundidad posee una resolución vertical de 70 metros. (Figura 8).
Determinación de litofacies y sub-ambientes de depósito por unidad
Para la determinación de las litofacies la metodología se basa en la integración de la descripción de núcleos y/o muestras de canal calibradas con la respuesta eléctrica de los registros geofísicos, mediante la interpolación con técnicas de correlación, Samadi et al. (2006).
Se cuenta con la información de un núcleo convencional cortado en la zona de interés, cuya longitud recuperada es de nueve metros, en él se describe la roca almacén como una arenisca de tamaño de grano variable de limo grueso a grano medio con intercalaciones de lutita limosa. Las secuencias de areniscas tienen espesor entre centímetros a decenas de centímetros. (Figura 9).
Figura 9. Columna tipo con los marcadores de las secuencias principales y se muestra la ubicación del núcleo.
De acuerdo con su composición mineralógica las areniscas se clasifican como arcosas líticas según Folk, petrográficamente se observa que la matriz predominantemente está conformada por ilita y clorita, también es posible observar minerales, tales como, feldespatos, plagioclasas, cuarzo monocristalino, pedernal, fragmentos de roca volcánica y minerales accesorios como moscovita, clorita, pirita y glauconita. La porosidad es tipo intergranular e intragranular por disolución parcial o total de feldespatos y también se observan micro-fracturas abiertas rellenas de calcita e hidrocarburo residual. (Figura 10).
Figura 10. Diagrama ternario con la clasificación de Folk de las areniscas de acuerdo con el contenido mineralógico y tipo de porosidad presente en el yacimiento.
En la columna del núcleo se describen las siguientes litofacies: lutita limosa, limolita, arenisca arcillosa y arenisca, predominando la lutita limosa y los sub- ambientes que se identifican son abanico de talud y talud.
Las litofacies descritas en el núcleo son puestas en profundidad en forma de un registro discreto, posteriormente se analizan mediante un gráfico de crossplot las componentes principales resultantes de los registros geofísicos (Rayos gamma, neutrón, densidad y sónico), se interpola en la vertical del pozo utilizando clústeres o clases. Una vez que se tiene calibrada la firma de las componentes principales se extrapola con redes neuronales a los demás pozos, obteniendo así un registro discreto de electro facies en la zona deseada. (Figura 11).
Las litofacies son utilizadas como base para la correlación estratigráfica y determinación de las unidades o secuencias de 4to. orden. (Figura 12).
Figura 12. Identificación de los marcadores de las unidades.
Se ajustaron los marcadores de las unidades en todos los pozos mediante la elaboración de secciones de estratigráficas a diferentes direcciones cubriendo toda el área. Una vez establecido el ambiente de depósito el cual corresponde a abanicos submarinos, se procede a la elaboración de mapas de espesor (Dutton, 2003) por cada unidad respetando la dirección del flujo del modelo sedimentario inicial, las dimensiones de un depósito análogo y la identificación de los sub ambientes con base al modelo conceptual (Galloway, 1998). (Figura 13).
Para la elaboración de los mapas se utilizan como puntos de control las mediciones de espesores de la unidad, así como el espesor de la arenisca neta, la relación espesor total/ espesor de arenisca, espesor del sello superior e inferior y la electro-facie, estas características permitieron agrupar en cinco principales sub-ambientes: complejo de canales, levee, canal/lóbulo, lóbulo proximal y lóbulo distal). (Figura 14 y 15).
Figura 14. Construcción de los mapas de espesores por unidad.
Figura 15. Mapa de espesor secuencia Msb 23 “A-23B” y el patrón característico
de la electro- facie.
Los mapas de espesor se ajustan con la interpretación de facies sísmicas, detallando la morfología y características de los elementos geológicos presentes. (Figura 16).
Figura 16. Interpretación de facies sísmicas (A) Sección en dirección Sw-N
(B) Sección en dirección W-E.
Una vez concluidos los mapas de espesor por unidad, estos se utilizan para mostrar la dirección preferencial de los flujos del depósito y la determinación de los sub-ambientes de depósito.
Se generaron varios atributos sísmicos, seleccionando el de mayor congruencia con el modelo sedimentario construido, con la finalidad de identificar patrones similares de morfología y distribución, y así, obtener un volumen confiable con buen coeficiente de correlación que permita guiar las propiedades discretas en un modelo 3D. (Figura 17).
Figura 17. Atributo sísmico RMS aplicado al horizonte Msb”23”, el cual muestra una tendencia congruente con el modelo sedimentario de la secuencia Msb 23 “A-23B”
Distribución de facies y litofacies en el modelo 3D
La integración del modelo geológico se realizó mediante la construcción de un modelo geo-celular, generado a partir del modelado estructural de 8 horizontes y 5 fallas. En él se crearon las mallas de las secuencias Msb-24, Msb-23 y Msb-21, con un tamaño de celda de 25×25 metros de longitud por un metro de altura, en estas mallas fue poblado el modelo de facies utilizando como mapas de probabilidad los mapas de espesor generados por unidad y a su vez el modelo de facies se utilizó de guía para la distribución de las litofacies logrando los siguientes resultados. (Figura 18).
Figura18. Modelado geológico de las secuencias Msb-24, Msb-23 y Msb-21 y propuesta de plan de desarrollo
con la perforación de pozos horizontales.
Conclusiones
La elaboración del modelo sedimentario fue un insumo fundamental para la generación del modelo geo celular, el cual representa la complejidad del yacimiento, mismo que fue consistente con la caracterización dinámica y ajuste en el modelo simulación numérica.
Con base en los resultados de la caracterización estática integral se logró determinar el volumen original de hidrocarburos para las secuencias de areniscas y la definición de áreas con mejores características de roca almacén que permitan la perforación de pozos horizontales, logrando disminuir riesgos para el desarrollo de estas reservas, con gastos de producción rentables.
La construcción de mapas de espesores en este tipo de ambientes de depósito de abanicos submarinos, son una herramienta muy útil para la determinación de los sub-ambientes y dirección de flujos del depósito. Todos los pasos del flujo de trabajo mostrado durante el desarrollo son secuenciales, sin embargo; pueden complementarse con el uso de otras técnicas utilizadas para la caracterización de este tipo de yacimientos.Agradecimientos
A todos los compañeros que integraron el equipo multidisciplinario participando de tiempo completo en la caracterización estática del área: Carlos Alejandro Villarreal Uribe, Victor Beltrán Jiménez, Santiago García Huerta y Marco Orduña Reyes.
Al Ingeniero Martín Martínez Medrano por su constante retroalimentación durante el desarrollo del estudio y compartir sus metodologías, así como también, a su equipo de trabajo en especial a Yesenia Cruz Jiménez.
A Pedro Alejandro López Zuñiga y Néctor Clímaco Velazco, por compartir su metodología para la determinación de litofacies mediante el uso de componentes principales.
A Roberto Torres Posadas e Israel Valencia Flores por sus conocimientos, tiempo y esfuerzo en el modelado geológico.
Al Ingeniero Lauro Velázquez Contreras y equipo de trabajo por sus comentarios valiosos que permitieron mejorar el trabajo.
Referencias
- Dutton, Shirley P., Flanders William A. and Barton Mark D. 2003. Reservoir characterization of a Permian deep-water sandstone, East Ford Field, Delaware basin, Texas. AAPG Bulletin, V.87 N°4: 609-627.
- Galloway, W.E. 1998. Siliciclastic Slope and Base Of Slope Depositional Systems: Component Facies, Stratigraphic Architecture and classification. AAPG Bulletin, V.82 N°4:569-595.
- Samadi, M. H., Shahalipour R., Mohammadlou M.H., Kanaz Co. 2006 Integrated Facies and Microfacies Modeling Using Both Wireline Logs and Core Data in Heterogenic Reservoirs. SPWLA 47th Annual Logging Synposium.
- Sosa, Alejandro A., Cárdenas, Juan G., Cárdenas C., Pinto, O. et al. 2006. Estudio de Plays en las Cuencas Terciarias del Sureste de México. Documento Interno de Pemex.
- Varela, Miguel, Granados, Olga I., Pinto, O. et al. 2009. Proyecto Estratégico Interregional Cuenca de Comalcalco 2008-2009. Documento Interno de Pemex.
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