G5 Geologia y Geofisica Petrolera.pdf

G GE EO OL LO OG GÍÍA AY YG GE EO OF FÍÍS SIIC CA A P PE ET TR RO OL LE ER RA AP PA AR RA A IIN NG GE EN NIIE ER RO OS S

Manual del Participante

ÍNDICE INTRODUCCIÓN .................................................................................... 5 OBJETIVO GENERAL .............................................................................. 6 1. ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS ....................... 9 1.1 Roca generadora ............................................................................. 9 1.2 Origen del aceite y gas ................................................................... 10 1.3 Sistemas de depósito ..................................................................... 11 1.4 Tipos de kerógeno ......................................................................... 12 1.5 Maduración térmica ....................................................................... 14 1.6 Migración de hidrocarburos ............................................................. 16 1.7 Clasificación de gases naturales y aceites ......................................... 17 2. ROCA ALMACENADORA Y SELLO...................................................... 21 2.1 Roca almacenadora ....................................................................... 21 2.2 Roca sello ..................................................................................... 22 2.3 Sedimentología de rocas carbonatadas ............................................. 24 2.4 Sedimentología de rocas clásticas .................................................... 27 2.5 Sistemas de depósito ..................................................................... 30 2.6 Geometría de cuerpos arenosos y su conectividad ............................. 31 2.7 Cuerpos arenosos característicos ..................................................... 34 2.8 Perfiles de permeabilidad................................................................ 36 2.9 Efecto de la diagénesis y porosidad, arcillosidad ................................ 37 2.10 Modelo tridimensional .................................................................. 38 3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL ............................................................... 39 3.1 Tipos de cuencas ........................................................................... 39 3.2 Tectónica de placas ....................................................................... 41 3.3 Tipos de trampas........................................................................... 45 -2Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

3.4 Mapas geológicos y de yacimientos .................................................. 45 3.5 Estructuras e isopacas y de sísmica ................................................. 46 3.6 Generación de secciones ................................................................ 46 4. GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS Y PROSPECTOS ...................................................................................... 48 4.1 Registros de pozos ........................................................................ 49 4.2 Plays............................................................................................ 49 4.3 Prospectos .................................................................................... 50 4.4 Lead ............................................................................................ 50 5. MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO .......................................... 52 5.1 Ventajas....................................................................................... 53 5.2 Desventajas.................................................................................. 53 6. MÉTODOS POTENCIALES ................................................................. 55 6.1 Gravimetría .................................................................................. 55 6.2 Magnetometría .............................................................................. 58 7. MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS .................................................... 60 8. MÉTODOS SÍSMICOS ....................................................................... 64 8.1 Adquisición sísmica ........................................................................ 65 8.2 Procesamiento sísmico ................................................................... 65 8.3 Interpretación sísmica estructural .................................................... 69 8.4 Interpretación sísmica estratigráfica ................................................ 70 8.5 Integración de la información geológica – geofísica ............................ 70 8.6 Procesamiento sísmico especial ....................................................... 70 9. GEOFÍSICA DE POZOS ..................................................................... 72 9.1 Vertical Seismic Profiling (VSP) ....................................................... 72 9.2 Tomografía entre pozos .................................................................. 74 -3Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

CONCLUSIÓN ...................................................................................... 76 GLOSARIO .......................................................................................... 77 BIBLIOGRAFÍA.................................................................................... 82 ANEXOS .............................................................................................. 84

-4Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

INTRODUCCIÓN Buscar hidrocarburos es como buscar una aguja en cinco pajares. Para encontrar un prospecto es necesario buscar y sintetizar una gran cantidad de datos usando herramientas de varias disciplinas, tales como Geología, Geofísica, Petrofísica, Micropaleontología y Geoquímica entre muchas otras. Cuando se reúnen todas estas especialidades solo se alcanza alrededor de un 20 % de probabilidad de descubrir un campo nuevo, aun con los grandes avances que han tenido lugar en cada especialidad en los últimos años. Los costos de perforación de un pozo son altos, si el pozo resulta seco la pérdida es casi total. Sin embargo, cuando se descubre un nuevo campo, la recompensa es tremenda. Esto impulsa a la industria en la búsqueda de nuevas ideas para mejorar la probabilidad de éxito. Este curso presenta un panorama general de las prácticas exploratorias modernas. No se busca cubrir todos los temas ampliamente, pero sí presentar los más relevantes relacionados con la Geología y la Geofísica.

-5Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

OBJETIVO GENERAL

Al terminó del curso el participante identificará los métodos y las técnicas más utilizadas para explorar el subsuelo dentro de la industria petrolera, así como el de investigar y comprender los fenómenos físicos involucrados en las actividades de exploración que se llevan a cabo para la localización de hidrocarburos en el subsuelo, con el fin de que apliquen sus conocimientos en la exploración petrolera. Empleando métodos deductivos a partir de las mediciones hechas en los océanos, la atmósfera, la superficie terrestre o en las perforaciones geológicas; de las variaciones naturales que se producen en la actividad

sísmica,

geoeléctricos

y

de

también

los los

campos creados

gravitacionales, artificialmente:

geomagnéticos

y

Electromagnéticos,

radioactivos y sísmicos.

-6Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Reseña histórica.

La

exploración

de

hidrocarburos

ha

sufrido

cambios

dramáticos en sus cerca de 150 años de historia. En un principio, los prospectos se localizaban mediante evidencias superficiales; la selección de sitios para la perforación de pozos era aleatoria. A principios del siglo XX, la teoría del anticlinal como un elemento dominante en la localización de trampas ocupó un papel central. El mapeo de estructuras usando Gravimetría, Magnetometría y Sismología se iniciaron a la mitad de la década de los veinte. Aunque en los últimos 40 años ha ocurrido una revolución en el uso de la sismología en exploración. La primera vez que se usaron datos sísmicos para localizar arrecifes y formaciones carbonatadas se realizó en los cincuenta, y para la década de los sesenta se inició la búsqueda de trampas estratigráficas usando el concepto de los llamados bright spots (puntos brillantes). A partir de entonces se desarrollaron técnicas de mapeo sismológico con las que es posible mapear sísmicamente la estratigrafía del subsuelo, modelar análogos estratigráficos y realizar comparaciones de los datos sísmicos con análogos conocidos que permitan “leer el subsuelo”. Actualmente las distintas técnicas de exploración se están integrando a la delimitación de yacimientos y la ingeniería de producción. Reservas futuras. Las reservas petroleras pueden ser descritas mediante una distribución triangular. A medida que la calidad del yacimiento se deteriora un poco, existen mayores volúmenes de petróleo y gas entrampados en rocas de menor porosidad y/o permeabilidad. Muchos grandes campos caen en esta categoría. En la figura 1

se muestra que una gran cantidad de recursos

naturales que están distribuidos en un triángulo; a medida que el triángulo se expande la calidad del recurso decrece, pero el volumen total se incrementa. Los geólogos están familiarizados con este concepto: Grandes volúmenes implican menor calidad que volúmenes pequeños.

-7Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 1. Triángulo de Recursos Petroleros.

En el futuro la economía será, como lo ha sido en el pasado, la clave para impulsar la explotación de yacimientos más abundantes de menor calidad y mayor costo de explotación. Debido a que los depósitos de hidrocarburos son cada vez más difíciles de encontrar, es necesario impulsar la formación de grupos que trabajen bajo el principio de la sinergia con habilidades y disciplinas diversas. Es importante que en estos grupos se integren disciplinas tales como geoquímica orgánica, petrofísica, geofísica estratigráfica, entre otras, más tradicionales que ya están siendo usadas. También es valioso contar con un programa de educación continua que permita incrementar la sinergia del grupo. Por ejemplo, que el geólogo esté capacitado para conversar con el petrofísico y el geofísico para encaminar los esfuerzos a establecer un play estratigráfico – geofísico. Al trabajar en equipo es trascendente que cada profesionista entienda cómo los miembros de otras disciplinas piensan y trabajan. El trabajo en equipos sinérgicos llevará indudablemente a incrementar el éxito en la búsqueda de hidrocarburos.

-8Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

1. ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante explicará el contenido de la roca generadora, el origen del aceite y gas, así como el sistema de depósito que conlleva a esta para la producción de la materia orgánica, los tipos de kerógeno que lo constituye, el proceso de la maduración térmica que lleva a dicha materia, la migración de hidrocarburos y la clasificación de gases naturales y aceites. 1.1 Roca generadora Una roca generadora es aquella que está rica en materia orgánica, en las cuales el material orgánico proveniente de organismos que vivieron en eras geológicas remotas fue sepultado a una profundidad y un periodo adecuados para permitir la alteración de materiales orgánicos, y que dieron origen a la generación de hidrocarburos (figura 2 afloramiento de roca generadora).

Figura 2. Roca generadora. Calizas formadas por antiguos arrecifes de rudistas.

-9Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

1.2 Origen del aceite y gas El origen de los hidrocarburos ha sido tema de investigación a lo largo de la historia de la exploración de hidrocarburos. En las últimas décadas, un mejor entendimiento de la geoquímica y la física ha permitido una síntesis significativa de los patrones de generación y migración de los hidrocarburos. Actualmente es aceptado de manera general que los hidrocarburos son generados a partir de ciertas rocas ricas en materia orgánica, en las cuales el proceso de metamorfismo orgánico es en gran medida controlado por la temperatura. La roca generadora primero pasa por una etapa de generación de aceite, después, por otra etapa de altas temperaturas, asociadas con un incremento en la profundidad de enterramiento, y al final se producirán hidrocarburos más ligeros hasta la formación de gas. En los sedimentos más profundos es probable la formación y preservación de gas (metano). El tipo de materia orgánica también controla el tipo de hidrocarburo generado. Únicamente los materiales orgánicos lípidos generan el rango completo de hidrocarburos desde los muy ligeros hasta los muy pesados. Los materiales húmicos como el carbón, generalmente producen solo hidrocarburos ligeros, principalmente metano. Una pregunta que aún no ha sido contestada y actualmente es tema de investigación, tiene que ver con los mecanismos exactos mediante los cuales los hidrocarburos son expelidos de las capas generadoras, como migran y se acumulan en trampas. En la figura 3 se presenta un esquema de la formación del aceite y gas.

-10Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 3. Formación del aceite y gas.

1.3 Sistemas de depósito La roca generadora se deposita en cuencas con abundante producción de materia orgánica, en un ambiente de baja energía que permite la depositación y acumulación de la materia orgánica y en condiciones reductoras y de sepultamiento relativamente rápido para la preservación de la materia orgánica. En la figura 4 se muestra un esquema de depósito de la roca generadora.

Figura 4. Formación y depósito de la roca generadora.

-11Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

1.4 Tipos de kerógeno Las rocas sedimentarias poseen, en general, muy poco de materia orgánica (en promedio1.5%). Los carbonatos contienen un promedio de 0.29%, las areniscas 0.05%. Sin embargo, existen algunos casos como el de las lutitas negras o las fangolitas bituminosas en las que el contenido de materia orgánica llega a ser de 3 a 10%. En las lutitas petrolíferas (oil shales) la materia orgánica puede superar el 25%, y en los carbones llega a ser mayor del 70%. Las rocas ricas en materia orgánica son muy escasas, ya que constituyen menos del 1% del volumen total de las rocas sedimentarias. Sin embargo, son de gran importancia económica porque ellas son las que generan los hidrocarburos. El compuesto principal de la materia orgánica es el carbono con cantidades menores de hidrógeno, oxígeno, nitrógeno y azufre. En los sedimentos se reconocen tres tipos de acumulaciones de materia orgánica: Humus, turba y sapropel. La materia orgánica húmica es el principal constituyente del carbón, la materia orgánica que se encuentra en las lutitas negras y bituminosas es sapropélica El humus, constituyente de suelos, es materia orgánica proveniente de plantas que suele oxidarse rápidamente, razón por la cual es difícil de preservar en el subsuelo. La turba es materia orgánica proveniente de plantas que se acumula en pantanos y ciénagas de agua dulce o salobre con escasa circulación y condiciones anóxicas, este material se preserva más que el humus. El sapropel es materia orgánica muy finamente dividida. Proviene de fitoplancton, zooplancton, esporas, polen y fragmentos muy macerados de

-12Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

plantas superiores. Se acumula en ambientes subacuáticos como lagos y cuencas marinas donde los niveles de oxígeno son bajos. La materia orgánica original sufre transformaciones diagenéticas complejas por degradación química y bioquímica, como resultado se forma kerógeno y bitumen. El kerógeno es una sustancia insoluble precursora del petróleo. Constituye el 80% al 90% de la materia orgánica de las rocas productoras de hidrocarburos. Parte de la materia orgánica que se encuentra en los sedimentos es una sustancia soluble en solventes orgánicos a la que se denomina bitumen. El kerógeno es detrito orgánico macerado que se compone de restos de algas, esporas, polen, resinas y ceras. En la figura 5 se muestra un esquema de la formación del kerógeno.

Figura 5. Generación del kerógeno.

-13Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Se reconocen tres tipos de kerógeno: Kerógeno tipo I: Alto contenido de hidrógeno y bajo contenido de oxígeno, generado

por algas. Es común encontrarlo

en

lutitas

productoras

de

hidrocarburos. Kerógeno tipo II: Bajo contenido de hidrógeno y alto contenido de oxígeno, generado por fitoplancton, zooplancton y bacterias en ambiente marino. Pasa a formar hidrocarburos por soterramiento. Kerógeno tipo III: Bajo contenido de hidrógeno y alto contenido de oxígeno, generado por restos macerados de plantas terrestres. Es un buen generador de gas. En la siguiente tabla se resumen las composiciones características de cada kerógeno. Kerógeno

%C

%H

%O

%N

%S

Tipo I

78.8

8.8

7.7

2.0

2.7

Tipo II

77.8

6.8

10.5

2.2

2.7

Tipo III

82.8

4.6

10.5

2.1

0.2

1.5 Maduración térmica La primera etapa de diagénesis de la materia orgánica es la formación de metano por fermentación bacteriana. Durante el soterramiento se produce la transformación a kerógeno, cuyo tipo depende de la materia orgánica que constituye parte del sedimento. Los

-14Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

kerógenos del tipo I y II son los más apropiados para la generación de petróleo. A temperaturas entre 50° C y 80° C se producen reacciones catalíticas en el kerógeno y se forman cicloalcanos y alcanos que son los constituyentes esenciales del petróleo crudo. En esta etapa, la roca generadora está madura. Con incrementos constantes en temperatura, aumenta la producción de petróleo. La condición más favorable se da entre 70° C y 100° C y se denomina

ventana

de

petróleo.

Con

gradiente

geotérmico

medio,

la

profundidad de la ventana de petróleo se encuentra entre 2 km y 3.5 km. Con el aumento de temperatura se inicia la producción de gas y decrece la de petróleo. El gas es húmedo en una primera etapa, pero a más de 150° C se genera gas seco. En la figura 6 se muestra la relación entre el tiempo de soterramiento y las temperaturas necesarias para la generación de petróleo y gas.

Figura 6. Relación entre tiempo de soterramiento y temperaturas para la generación de petróleo y gas.

-15Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Para determinar la madurez de la roca generadora se emplean un grupo de indicadores, entre los cuales se encuentra el color de polen y esporas (palinomorfos), que con el aumento de temperatura pasan de tonalidades amarillas a castañas y finalmente a negras; la reflectancia de la vitrinita, este material aumenta su reflectividad con la temperatura (aumento del tamaño de las estructuras aromáticas en anillos); y el color de alteración de los conodontos de manera similar a la del polen y las esporas. En la figura 7 se muestra un resumen de estos indicadores.

Figura 7 Resumen de indicadores de madurez de la roca madre.

1.6 Migración de hidrocarburos Los mecanismos de migración del petróleo desde la roca madre hasta la roca almacenadora se clasifican en: Primaria, secundaria, terciaria y remigración.  La migración primaria se produce cuando el fluido es expulsado de la roca madre.  La migración secundaria se produce cuando el fluido se mueve de la roca madre hasta la roca almacenadora siguiendo un patrón simple o complejo. Algunos autores también incluyen el movimiento del fluido dentro de la misma roca almacenadora como migración secundaria.  La migración terciaria se produce cuando el fluido se desplaza desde la roca almacenadora o desde la roca madre a la superficie (algunos autores le llaman dismigración).

-16Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

 La remigración se produce cuando el fluido se desplaza desde una posición dentro de la roca almacenadora a otra, o bien de una roca almacenadora a otra que también es roca almacenadora. Algunos autores solo consideran remigración cuando el fluido se desplaza de una roca

almacenadora

a

otra

roca

almacenadora,

clasificando

los

desplazamientos dentro de una misma roca almacenadora como migración secundaria. En la figura 8 se ejemplifican los distintos tipos de migración.

Figura 8. Esquema ejemplificando los mecanismos de migración.

La migración de los hidrocarburos se produce debido a varias causas entre ellas las más reconocidas están: Presencia de gradientes de presión inducido por

la

compactación;

gradientes

de

presión

inducidos

por

reacciones

diagenéticas; por expansión debido a cambios de fase; gradientes químicos y expansión termal. 1.7 Clasificación de gases naturales y aceites El petróleo está constituido por hidrocarburados y otros elementos que contienen cantidades importantes de nitrógeno, azufre y oxígeno así como de -17Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (vanadio y níquel) en menor proporción. La mayoría de los crudos están conformados por naftenos y parafina. Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo pueden ser hidrocarburos alifáticos e hidrocarburos aromáticos. Los hidrocarburos alifáticos pueden ser de cadena abierta y de cadena cerrada. Los de cadena abierta a su vez se dividen en hidrocarburos saturados (alcanos), hidrocarburos no saturados (alquenos y alquinos). Los de cadena cerrada (carbocílicos) que corresponden a la serie de los que son compuestos con un anillo de carbono, poseen al menos tres átomos de carbono. Los hidrocarburos

aromáticos se basan en el anillo del benceno. La

aromaticidad se define como la relación existente entre el carbono aromático y el carbono total; esta aromaticidad está relacionada con la densidad del crudo (cuanto menos hidrocarburos aromáticos, más ligero será el crudo). El petróleo también tiene otros constituyentes moleculares como el azufre, el nitrógeno y el oxígeno; así como los compuestos de algunos metales pesados como el vanadio y el níquel que hay que destacar. La mayoría de los crudos contienen pequeñas cantidades de hidrocarburos que no pertenecen a la serie de las parafinas ni de los naftenos; estos son los denominados fósiles geoquímicos, los cuales presentan una cadena ramificada con moléculas saturadas; estas ramificaciones son típicas de las ceras de las plantas, y por lo tanto, son un buen indicador de la procedencia de los hidrocarburos. El gas natural está compuesto de hidrocarburos no condensables a 20° C de temperatura y a presión atmosférica. Si está compuesto casi en su totalidad por metano se le llama gas seco, si la proporción de etano y otras moléculas pesadas excede un valor arbitrario (normalmente el 4-5%), al gas se le llama gas húmedo. El gas natural puede tener tres orígenes: Gas del petróleo. Formado como bioproducto de la generación de petróleo, el gas acompaña al petróleo en la roca almacén y es denominado gas asociado.

-18Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

El gas formado por modificación termocatalítica del petróleo se llama gas no asociado. Gas carbonoso. Formado por modificación termocatalítica o por otro tipo de modificación a partir del carbón. Gas bacteriano. Formado por alteración de la materia orgánica a baja temperatura, en o cerca de la superficie terrestre. La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. Si son superiores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API se usa también para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo. Por ejemplo, si una fracción de este aceite flota en otra, denota que es más liviana, y por lo tanto su grado API es mayor. Matemáticamente la gravedad API carece de unidades. Sin embargo, siempre al número se le aplica la denominación grados API. La gravedad API se mide con un instrumento denominado densímetro. Existen gran variedad de estos dispositivos. En la figura 9 se muestra un esquema de clasificación de los hidrocarburos.

-19Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 9. Clasificación de los hidrocarburos.

Los hidrocarburos según los grados API se clasifican en: > 40 - condensado 30-39.9 - liviano 22-29.9 - mediano 10-21.9 - pesado < 9.9 – extrapesado

-20Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

2. ROCA ALMACENADORA Y SELLO Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante diferenciará entre la roca almacenadora y roca sello, así como la sedimentología de las rocas carbonatadas y la sedimentología de rocas clásticas, asimismo explicará los sistemas de deposito, geometría de cuerpos arenosos y su conectividad, además de las características de dichos cuerpos arenosos, estudiando los perfiles de permeabilidad de un yacimiento y saber la importancia que lleva acabo, los efectos de la diagénesis y porosidad, arcillosidad y el modelo tridimensional del mismo yacimiento. 2.1 Roca almacenadora Está formada por un volumen de roca que contiene espacio poroso y tamaño adecuado para permitir el almacenamiento y flujo de fluidos. Areniscas, calizas y dolomitas son las rocas más comúnmente encontradas como almacenadoras. Las propiedades de capilaridad de los espacios porosos son críticos para caracterizar la roca como almacenadora. El tamaño y forma de los poros, así como la naturaleza de su interconexión afectan la capacidad para transmitir fluidos. En las rocas existen poros de una gran variedad de tamaños, que pueden variar desde micras en calizas hasta cavernas en arrecifes de carbonatos. Otro parámetro crítico es la interconexión de poros a través de la roca. Por ejemplo, muchas rocas sedimentarias están compuestas por partículas de arena (0.06 a 2 mm de diámetro) depositadas por los ríos o las corrientes marinas. Este material naturalmente compactado contiene espacios porosos entre las partículas individuales de tamaño muy uniforme y los poros están conectados por pasajes estrechos de tamaño uniforme, por lo general adecuados para permitir el paso de fluidos figura 10. -21Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 10. Partículas de tamaño uniforme.

Cualquier variación en el tamaño de las partículas que constituyen la roca cambiará tanto la distribución del tamaño de los poros como el tamaño de los canales que los conectan, modificando de manera radical las características de las rocas almacenadoras figura 11.

Figura 11. Partículas de varios tamaños.

2.2 Roca sello La determinación de una trampa es la esencia del reto en exploración. La roca sello es aquella que conforma las condiciones de entrampamiento de los hidrocarburos. La estrategia de exploración es entender el marco estructural de los estratos sedimentarios dentro de una cuenca para concebir las situaciones

potenciales

de

entrampamiento

y

diseñar

métodos

para

detectarlas.

-22Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Una trampa está formada por discontinuidades en la estructura interna de la roca que yuxtapone una roca almacenadora contra una roca sello de tal forma que los hidrocarburos no puedan escapar de la roca almacenadora. La roca sello, en contraste con la roca almacenadora, es una roca en la cual los poros y en especial sus interconexiones están ausentes o son muy pequeñas de forma tal que los hidrocarburos no pueden pasar. Las rocas sello son altamente variables; pueden variar desde rocas sedimentarias con porosidad baja y cierto grado de capilaridad (que pueden impedir el paso de aceites relativamente pesados, pero pueden ser permeables al agua y al gas) hasta una roca totalmente impermeable tal como una estructura salina o de anhidrita o una lutita uniforme. A estos últimos se les llama sellos perfectos en los que esencialmente ni los gases ni los líquidos pueden pasar. Las trampas pueden presentarse en una gran variedad de configuraciones, pero en general se clasifican en estructurales y estratigráficas (figura 12). Las trampas

estratigráficas

se

caracterizan

por

cambios

en

porosidad

y

permeabilidad dentro de una capa o roca, dando origen a cuerpos lenticulares de sedimentos con características de roca almacenadora, dentro de rocas sello.

-23Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 12. Tipos de trampas.

Las trampas estructurales son creadas por fallamiento o plegamiento de las rocas sedimentarias rompiendo con la continuidad normal, yuxtaponiendo rocas almacenadoras contra rocas sello. Muchas trampas son el resultado de una combinación de ambas. 2.3 Sedimentología de rocas carbonatadas Las rocas carbonatadas son susceptibles a pasar por procesos diagenéticos, producto de la inestabilidad de sus componentes durante su enterramiento. Los procesos por los cuales suelen pasar las rocas carbonatadas se describen a continuación. Micritización. Es un proceso debido a la acción conjunta de la erosión biológica y la abrasión mecánica, produciéndose la destrucción total o parcial de la textura interna de las partículas. Compactación. Este proceso implica una reorganización de las partículas en respuesta a las nuevas condiciones de presión por sobrecarga, es decir, -24Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

reducción de la porosidad por pérdida de volumen. La compactación genera texturas características identificables en estudios de lámina delgada. Cementación. preexistentes.

Consiste Estos

en

espacios

el

crecimiento pueden

ser

de

cristales

tanto

en

espacios

interpartículs

como

intrapartícula. La cementación puede llevar a la litificación del sedimento y la pérdida de porosidad. Los procesos de cementación están condicionados por factores fisicoquímicos relacionados a distintos ambientes geográficos. Esto hace que se establezcan una serie de ambientes de cementación que pueden caracterizarse por la morfología y la mineralogía de sus cementos. Los principales ambientes de cementación son la zona vadosa que se encuentra el paso de las aguas meteóricas; la zona freática continental que es una zona saturada en agua de origen continental; la zona freática marina que es una zona saturada de agua de origen marino; y la zona intermareal que está situada entre la subida y la bajada de marea, queda bajo la acción alternante de aguas marinas y ambiente vadoso. En la figura 13 se presenta un esquema de los principales ambientes de cementación.

Figura 13. Zonas de cementación.

-25Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Disolución. La disolución es el resultado de la interacción de dos factores, a saber, la composición del agua de los poros y la mineralogía de las partículas. Cuando estos dos factores se encuentran en desequilibrio, a consecuencia de los cambios que tienen lugar en el enterramiento, se produce la disolución. El resultado final de los procesos de disolución va a ser la creación de diferentes tipos de poros. A este tipo de porosidad se le llama porosidad secundaria. En la figura 14 se muestra el efecto de la disolución en la porosidad.

Figura 14. Efecto de la disolución en la porosidad.

Recristalización. Esta se identifica como la modificación de los cristales de la roca. De manera general se equipara el paso de micrita (menor a 4 micras) a microesparitita (entre 4 y 10 micras) y posteriormente a pseudoespartita (mayor a 10 micras); de esta manera el resultado final son cristales de gran tamaño que se pueden confundir con los cristales de cementación (esparita). La distinción entre unos y otros resulta fundamental.

-26Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Dolomitización. Se pueden identificar dos casos, reemplazo total y reemplazo parcial. En el caso del reemplazo total se puede conservar la textura de depósito total o parcialmente o no conservar vestigios de la textura deposicional. En el caso de reemplazo parcial, generalmente se produce un orden selectivo, lo primero en dolomitizarse es la matriz micrítica y posteriormente los bioclastos. En otras ocasiones la selectividad se establece a través de fracturas, estructuras sedimentarias, etc. Dedolomitización. Este proceso se presenta en condiciones superficiales debido a la acción de las aguas meteóricas. La dedolomitización no destruye la textura previa, debido a ello es posible distinguir una calcita primaria de otra que ha sufrido proceso de dolimitización seguido de una dedolomitización. Sustituciones. El magnesio es uno de los elementos más comunes en las aguas marinas y una de las substituciones más frecuentes del calcio en la calcita. En un ambiente marino de condiciones normales con relación calcio magnesio constante, la temperatura será el factor principal en la precipitación de calcita con alto o bajo contenido de magnesio; en altas latitudes o aguas profundas, con temperaturas bajas se favorecerá la precipitación de calcita con bajo contenido de magnesio; mientras que en bajas latitudes o aguas superficiales se favorecerá la precipitación de calcita con alto contenido de magnesio. 2.4 Sedimentología de rocas clásticas Las rocas sedimentarias clásticas están hechas de fragmentos de otras rocas llamadas sedimentos. Cristales minerales llamados cemento, mantienen juntos a los sedimentos. Las rocas sedimentarias clásticas se pueden clasificar atendiendo al tamaño de los sedimentos, la mezcla de sedimentos de distinto tamaño y si estos están redondeados o son de forma angulosa.

-27Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Diferentes tipos de rocas se forman en los diversos medios ambientes. Por ejemplo, la arenisca, una roca sedimentaria hecha de granos de arena, se puede formar en una playa o desierto de dunas de arena. La pizarra, una roca sedimentaria hecha de barro y arcilla, puede formarse en pantanos, en el fondo de los lagos y demás medio ambientes pantanosos. El conglomerado, una roca sedimentaria hecha de grava y arena, se puede formar del sedimento proveniente del fondo de corrientes. En la figura 15 se muestran distintos tipos de rocas clásticas.

Figura 15. Distintos tipos de rocas clásticas.

Los procesos diagenéticos afectan principalmente a los granos. Ocurren los siguientes

procesos:

Compactación,

cementación,

alteración

de

granos

inestables y disolución de granos. La compactación consiste en la reducción de los espacios porosos debido a la presión ejercida por los sedimentos suprayacentes. Aquí los granos se reordenan, deforman, interpenetran y fragmentan. La cementación implica la precipitación de minerales a partir de fluidos acuosos en los poros.

-28Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

La alteración de granos inestables consiste en una alteración química a medida que progresa la diagénesis. Los más afectados son los feldespatos y los fragmentos de roca volcánica. La disolución de granos se debe principalmente a la presencia de ácidos carbónicos provenientes de la disolución del CO2, afectando de manera fundamental a los carbonatos y feldespatos. La disolución de granos, matriz y cemento que ocurre en la diagénesis tardía es de gran importancia en la génesis de yacimientos de hidrocarburos, ya que crea una porosidad secundaria que aparece justo cuando la temperatura y profundidad son los adecuados para la formación y preservación de los hidrocarburos, permitiendo su migración, entrampamiento y acumulación en yacimientos económicamente explotables. Al ser los limos y las arcillas sedimentos de tamaño muy fino, requieren de muy poca velocidad de corriente para asentarse. Sin embargo, la mayoría de estos sedimentos se hallan en ambientes costeros y marinos con velocidades relativamente altas. Esto se debe a que existen dos procesos que permiten su asentamiento: Uno inorgánico (floculación) y otro orgánico (pelletización). Cabe destacar que en estos sedimentos además de minerales de arcilla y granos finos de cuarzo y feldespato, la materia orgánica es uno de los constituyentes más importantes, siendo por excelencia las rocas madres del petróleo. La diagénesis temprana ocurre mientras el sedimento se halla en contacto con agua marina intersticial, ocurriendo reacciones de degradación de materia orgánica y formación de minerales de hierro (óxidos, sulfuros). En la diagénesis intermedia se produce compactación y deshidratación; en la diagénesis tardía ocurren fenómenos de sobrepresión (cuando la presión de agua en la roca supera la litostática adquiriendo la roca plasticidad), generación de hidrocarburos y concentración de elementos trazas (U, Mo, V, Ni, etc.). -29Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

La sobrepresión de las lutitas origina estructuras geológicas tempranas que constituyen canales para la migración del petróleo, y trampas estructurales que permiten su acumulación; por ejemplo fallas, diapiros de barro y anticlinales de barro. 2.5 Sistemas de depósito De manera general, el término de ambiente de depósito sedimentario está definido como el conjunto de procesos físicos, químicos y biológicos que se encuentran afectando la sedimentación. Se han reconocido tres ambientes primarios para el depósito global de sedimentos: (1) Continental, (2) Marino-marginal, y (3) Marino. Cada uno de éstos se encuentra dividido en diferentes sistemas de depósito, así como en una serie de ambientes y subambientes asociados. Estos se muestran en la figura 16.

Figura 16. Clasificación general de los ambientes de depósito.

En lo que respecta al depósito continental, podemos mencionar que los sedimentos son acumulados dentro de cinco sistemas bien definidos: Fluvial, desértico, lacustre, glacial, y volcánico. Cada uno de ellos presenta ambientes sedimentarios característicos. Por ejemplo, los sedimentos fluviales son depositados principalmente por ríos generados en regiones húmedas; dentro -30Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

de los sistemas desérticos, volcánico y glacial, también se tiene el desarrollo de ríos que depositan el material, pero con características sedimentológicas diferentes. En el ámbito global, los afloramientos de rocas sedimentarias de origen continental son menos abundantes que su contraparte depositada en sitios marinos y marginal marinos; sin embargo, éstos pueden llegar a representar un papel muy importante en la historia geológica de una región en particular. Los depósitos que se generan en los sitios continentales son sedimentos predominantemente detríticos que se caracterizan por un contenido fosilífero escaso, llegando a dominar en algunos casos, restos de madera fósil y algunos vertebrados. Sin embargo, pueden presentarse productos subordinados tales como calizas de agua dulce que contengan una gran cantidad de invertebrados fósiles. Inclusive, en aquellos sedimentos finos de planicies de inundación fluvial o lacustre, podemos encontrar una diversidad de polen y esporas muy importantes en la palinología. 2.6 Geometría de cuerpos arenosos y su conectividad Los cuerpos arenosos se depositan principalmente en abanicos fluviales y aluviales. Los abanicos fluviales se caracterizan por cubrir grandes extensiones de terreno con pendientes inferiores a 2°; mientras que los abanicos aluviales son pequeños cuerpos sedimentarios que tienden a desarrollarse a lo largo de frentes montañosos, vertientes de grandes valles o en los laterales de los glaciares. Los abanicos fluviales se caracterizan por diversos tipos de procesos de acumulación, en los que los materiales se transportan canalizados mediante barras y formas de fondo de diverso orden y magnitud. En las zonas de curso sinuoso se llegan a desarrollar barras de meandro representativas de episodios de acreción lateral.

-31Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

En las estructuras fluviales más comunes se pueden formar varios tipos de depósitos. Estos son de gran importancia para reconstruir la historia geomorfológica de los canales. A continuación se describen estas estructuras. Barra de meandro. Constituyen cuerpos arenosos tabulares con base erosiva tapizada por material más grueso, los diversos episodios de acreción lateral forman prismas de sedimento o unidades acrecionales limitadas por superficies erosivas inclinadas de 1 a 25°. Fondo de canal. La progresiva disminución de la energía del flujo hace que cada unidad acrecional se organice en una secuencia grano-decreciente. Diques naturales. Están compuestos de granos finos con algo de arena más gruesa hacia el canal, se forman con los sedimentos de mayor tamaño de grano de la carga en suspensión. Normalmente son una alternancia de arenas, limos y arcillas que reflejan las múltiples oscilaciones del nivel y energía del agua. Llanura de inundación. La sedimentación de estos depósitos depende del clima y la distancia al canal activo. En general la tasa de sedimentación es muy baja obteniéndose como resultado espesores de centímetros, principalmente de lutitas y ocasionalmente algún cuerpo arenoso con una distribución que alcanza toda la zona inundada. Las inundaciones fuertes suelen suceder de manera esporádica. Lóbulo de derrame. Se crean durante las inundaciones. La rotura de los diques naturales introduce sedimento grueso en la llanura de inundación. Los depósitos de lóbulo de derrame están constituidos por múltiples niveles finos lenticulares de arena, normalmente amalgamados y alternantes con lutitas de llanura de inundación. Habilitación de canales secundarios. Este fenómeno está vinculado a una o varias crecientes importantes, en el que el flujo de inundación modela el nuevo -32Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

cauce cuando alguna de las depresiones que forman la barra de meandro es excavada y ocupada por la corriente principal. Estrangulamiento. El río crea meandros debido a la erosión por la acción hidráulica sobre las orillas. Después de un largo periodo este meandro se va curvando cada vez más y con el tiempo puede suceder que el cuello del meandro acabe tocando el lado opuesto. Entonces el río cortará por el cuello, separando el meandro que formará un Oxbow lake del nuevo cauce. El Oxbow lake es un pequeño lago en forma de U que se forma en la curva del meandro abandonado dejando el antiguo canal bloqueado. Éste suele recibir lutitas en suspensión durante las crecidas. Avulsión. Se trata de un proceso predominante en un abanico fluvial y hace referencia al abandono, más o menos súbito, de un tramo relativamente largo del cauce, con la adopción de una nueva traza alejada de la anterior. Los factores condicionantes de la avulsión son una gran tasa de sedimentación en un sitio puntual o trecho del cauce, el cual trae como consecuencia una sobreelevación del cauce. Si la llanura adyacente en ese punto o tramo, se ubica en una cota altimétrica menor que el lecho de la corriente, entonces se produce la avulsión. En la figura 17 se presentan los elementos morfológicos de un sistema fluvial.

Figura 17. Elementos morfológicos de un sistema fluvial.

-33Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

2.7 Cuerpos arenosos característicos Areniscas de relleno de canal. Se constituyen cuando los paleocanales se rellenan de sedimento. Son cuerpos formados por arena media a gruesa, cerca de la base y la arena fina en la parte superior, encontrándose ocasionalmente cantos blandos de arcilla en la base. La presencia de gránulos de lodo indica momentos en que la fuerza del flujo fue suficiente como para erosionar los materiales cohesivos de la llanura de inundación. La granulometría decreciente y la falta de estructura de acompañamiento indican la disminución de velocidad del flujo y sugiere un transporte dominante de carga de suspensión. Cuerpos tabulares. Son cuerpos arenosos con relación ancho alto > 15, con base relativamente plana, en forma de canal y rellenos de arena media a fina que rara vez contiene gránulos de barro. Estos cuerpos se suelen encontrar intercalados con depósitos de desbordamiento, lo que sugiere que en tiempos de caudal máximo, el flujo de desbordamiento podía ser importante. Canales menores. Se caracterizan por geometrías de corte transversal. Generalmente son masivos y rellenos con areniscas de grano fino. Tienen bases erosivas y pueden estar amalgamados presentando ocasionalmente un alto nivel de interconexión con cuerpos tabulares. Complejos

multiepisódicos.

Están

formados

por

varios

episodios

de

deposición de cuerpos confinados menores en la misma estructura de canal. Por lo general, la unión vertical y lateral de cuerpos individuales constituyen unidades de areniscas de algunos metros de espesor y varios metros de ancho. El sedimento varía y suele ser de arena gruesa. Los cuerpos que forman un complejo multiepisódico generalmente disponen de estructuras bien definidas. El sedimento de cada cuerpo menor se comporta como un flujo confinado, depositando los sedimentos como carga de fondo y carga suspendida por disminución de flujo.

-34Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Cuerpos tabulares. De flujo poco canalizado. La mayoría de estos cuerpos presentan superficies basales erosivas suavemente onduladas. En general, los cuerpos carecen de estructuras deposicionales aunque se pueden reconocer ocasionalmente algunas estructuras. El tamaño del grano no suele variar verticalmente a través del depósito, aunque suele haber ligeros cambios laterales. La fracción más gruesa se acostumbra encontrar en la parte central. Cuerpos tabulares de flujo no canalizado. Constituido por facies de marcada base, no erosivas, masivas y de grano fino a muy fino. No hay variación vertical y lateral en el tamaño de grano. Las estructuras pueden estar conectadas o aisladas por lutitas. Se presentan como unidades discretas y no amalgamadas. En la figura 18 se muestra un esquema de distribución cuerpos tabulares.

Figura 18. Cuerpos tabulares.

-35Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

2.8 Perfiles de permeabilidad El estudio de la permeabilidad de un yacimiento es muy importante desde sus inicios. En un principio, es muy significativo porque la permeabilidad efectiva horizontal promedio del petróleo o del gas controla la productividad y el diseño de terminación del pozo. Después la permeabilidad vertical es de mayor trascendencia debido al efecto de conificación del gas y del agua. La distribución de la permeabilidad, tanto horizontal como vertical afecta de modo determinado el comportamiento del yacimiento y la recuperación de los hidrocarburos, al mismo tiempo que determina la viabilidad de los procesos de recuperación secundaria y terciaria. La magnitud del contraste de permeabilidades se hace cada vez más importante en la producción prolongada. Las capas delgadas, las fallas y las fracturas pueden tener un gran efecto en el movimiento del gas, del acuífero asociado, y del gas y agua inyectados. Por ejemplo, una capa de baja permeabilidad, o barrera impermeable, impedirá el movimiento del gas hacia abajo. Una capa de alta permeabilidad, o conducto, llevará rápidamente agua indeseada a un pozo en producción. Ambas pueden afectar de manera significativa la eficiencia de barrido de un yacimiento. Un manejo eficaz de un yacimiento depende de la distribución lateral y vertical de la permeabilidad. En la figura 19 se muestran varios esquemas de perfiles de permeabilidad.

-36Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 19. Perfiles de permeabilidad mostrando distintos escenarios.

2.9 Efecto de la diagénesis y porosidad, arcillosidad La diagénesis actúa a través de los diversos procesos diagenéticos y tiene una influencia importante en la porosidad de las rocas. A continuación se describen estos efectos.

-37Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

La disolución es un proceso diagenético que crea porosidad secundaria. Suele actuar entre 2 y 3 km de profundidad y puede remover tanto cementos como clastos. La

compactación

implica

la

pérdida

de

volumen

de

sedimento

y

el

decrecimiento de la porosidad producidos por fenómenos de sobrecarga y esfuerzos tectónicos. La compactación inicial conduce a la pérdida de agua que satura los sedimentos y a un incremento en el empaque de los granos. El reordenamiento simple de (teórico) de esferas reduce la porosidad desde 47.6% (empaque cúbico) a 26% (empaque romboédrico). La cementación consiste en la precipitación masiva de substancias en los poros de las rocas. En los conglomerados y las areniscas es uno de los más importantes procesos de litificación y de reducción de la porosidad primaria. La precipitación de halos de arcilla es uno de los eventos diagenéticos más tempranos, en general precede al crecimiento de cuarzo o a la cementación de calcita. Cuando este halo o anillo es espeso puede inhibir la cementación ulterior y preservar la porosidad de la arenisca. 2.10 Modelo tridimensional Un modelo geológico tridimensional de un yacimiento se construye estimando sus propiedades petrofísicas; aplicando alguna técnica de interpolación tridimensional para propagar la información dura disponible en pozos a lo largo de todo el volumen. Una técnica muy usada es el método de kriging tridimensional. Las propiedades petrofísicas, las indicaciones de facies, la porosidad, la permeabilidad y la saturación son algunas de las propiedades que debe contener el modelo tridimensional. Otras técnicas para la construcción del modelo tridimensional están la simulación gaussiana, el método de simulated anealing, las redes neuronales y el uso de modelos fractales.

-38Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

3. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los tipos de cuencas sedimentarias que hay sobre la superficie de la tierra, así como la tectónica de placas, los tipos de trampas, los mapas geológicos y de yacimientos y las estructuras e isopacas y de sísmica que actualmente existen del subsuelo, además de la generación de secciones que permiten construir cortes verticales, horizontales y en cualquier dirección de visualización.

La geología estructural es parte de la ciencia geológica que estudia la arquitectura de la tierra. Observa el desarrollo de los procesos mecánicos y los movimientos de la corteza terrestre. Analiza las deformaciones y las causas que originaron estas formas que actualmente presentan. Los movimientos que afectan a la corteza terrestre provienen de los movimientos tectónicos; los movimientos ascensionales del magma; la presión litostática ejercida sobre las rocas del subsuelo, debido a la acumulación de enormes masas de sedimentos; la acción de las corrientes de convección en el manto terrestre. 3.1 Tipos de cuencas Las cuencas sedimentarias son áreas de subsidencia donde se lleva a cabo la acumulación

de

sedimentos

para

eventualmente

formar

una

sucesión

estratigráfica. Una cuenca es un área topográficamente baja sobre la superficie de la Tierra, con respecto a sus áreas adyacentes, puede ser de origen tectónico o erosional y representa un área de erosión y depósito de sedimentos, en ocasiones la sedimentación puede ser interrumpida (discordancias). -39Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

En cuanto al tamaño pueden ser pequeñas (km2) o grandes (100+ km2), pueden ser simples o compuestas (subcuencas) y cambiar de forma y tamaño a partir de la erosión, la sedimentación, la actividad tectónica, y los cambios en el nivel del mar. En México se han podido identificar las siguientes cuencas sedimentarias con potencial petrolero: Sabinas, Burgos, Tampico, Misantla, Veracruz, del Sureste, Sierra Madre Oriental, Golfo de México Profundo, Sierra de Chiapas, California, Golfo de California y Chihuahua. Las principales cuencas por su producción acumulada y reservas remanentes de aceite son las de Tampico-Misantla y las denominadas Cuencas del Sureste. Las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz son primordialmente gasíferas, destacando por su volumetría la de Burgos. Actualmente, la cuenca con menor conocimiento es la del Golfo de México Profundo, figura 20.

Figura 20. Cuencas petroleras de México.

-40Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

3.2 Tectónica de placas La litosfera es la capa rígida más externa de la Tierra. Pero esta capa no forma un único bloque, sino que está fragmentada a modo de rompecabezas cuyas piezas se denominan placas. Las placas adyacentes se conectan entre sí mediante diferentes estructuras geológicas, que dan lugar a los diferentes tipos de bordes o límites de placa. La litosfera es la capa sólida que envuelve toda la superficie terrestre, y está dividida en grandes fragmentos denominados placas, figura 21.

Figura 21. La litosfera.

-41Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

La reconstrucción de la historia geológica de los continentes, a partir de la datación

de

rocas

y

fósiles,

así

como

de

datos

paleomagnéticos

y

paleoclimáticos, ha permitido deducir la posición de los continentes desde el Cámbrico. Los continentes estuvieron unidos por última vez hace 270 millones de años. Desde entonces, se han desplazado hasta alcanzar la posición que ocupan actualmente. La hipótesis más aceptada para explicar el movimiento de los continentes sugiere que las corrientes de convección de la astenosfera arrastran a las placas litosféricas como una cinta transportadora. Las placas litosféricas flotan sobre la astenosfera, y se desplazan sobre ésta a causa de las corrientes de convección, figura 22.

Figura 22. Deriva continental.

Para que África y Sudamérica se separaran, la litosfera se fracturó en todo su espesor, hasta alcanzar la astenosfera. A medida que se separaban, el espacio que quedaba entre estos continentes fue llenado con el océano Atlántico. ¿Significa esto que el fondo del océano Atlántico está formado por la astenosfera? Según la teoría de la Tectónica de placas, la separación de los continentes tiene lugar a comienzos del Mesozoico, en esa época todos los -42Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

continentes

se

encontraban

unidos.

La

separación

progresiva

de

los

continentes fue acompañada de la creación de litosfera oceánica. Si la litosfera ya cubría toda la superficie terrestre, no había cabida para más litosfera, figura 23.

Figura 23. Generación del Rift continental

-43Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

La expansión de los océanos debería ir, por tanto, acompañada de otros procesos que compensaran la generación de un exceso de litosfera. El proceso más general es la destrucción de litosfera en las zonas de subducción. La destrucción de litosfera se produce en las zonas de subducción, que son bordes de placa convergentes, en los que una placa se introduce por debajo de la otra, figura 24.

Figura 24. Placas convergentes

-44Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

3.3 Tipos de trampas Delinear una trampa es la parte esencial de los estudios de exploración. Entender la estructura y los estratos sedimentarios dentro de una cuenca lo mejor posible; delinear todos los entrampamientos potenciales y diseñar las estrategias para conocerlos a detalle. Una trampa está formada por discontinuidades en la distribución de las rocas que pone en contacto una roca almacenadora con una roca sello de tal forma que los hidrocarburos no pueden escapar del yacimiento. En la trampa ocurre una gran variedad de configuraciones que se clasifican como estructurales y estratigráficas. Las trampas estratigráficas se forman por cambios dentro de una capa o roca, resultado del depósito de cuerpos de forma lenticular con características de roca almacenadora encajonada por sedimentos con características de roca sello. Las trampas estructurales son creadas por plegamiento o fallamiento de capas sedimentarias, que rompen la continuidad normal poniendo en contacto una roca almacenadora con una roca sello. En la práctica, algunas trampas son el resultado de una combinación de ambos tipos de trampas. 3.4 Mapas geológicos y de yacimientos Actualmente existen en el mercado equipos de cómputo y software muy poderosos que permiten el manejo virtual de modelos tridimensionales del yacimiento. Este tipo de visualizadores permiten construir imágenes del yacimiento incorporando datos de las distintas disciplinas que intervienen en la exploración.

-45Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

En la figura 25 se muestran tres imágenes construidas en uno de estos visualizadores. En ellos es posible generar todo tipo de mapas geológicos, estratigráficos, geofísicos, de producción, etc.

Figura 25. Imágenes tomadas de un visualizador de modelos virtuales del subsuelo.

3.5 Estructuras e isopacas y de sísmica Los actuales visualizadores de modelos virtuales del subsuelo, permiten construir mapas de espesores de capas rocosas emplazadas en medio de dos horizontes conocidos. A este tipo de mapas se les llama de isopacas; mismos que son útiles para conocer y estudiar espesores de roca almacenadora, de roca madre y de roca sello, permitiendo así hacer una mejor evaluación de las capacidades de almacenamiento, producción de hidrocarburos y de sello de cada una de las unidades rocosas presentes en el subsuelo. 3.6 Generación de secciones Asimismo,

estos

visualizadores

permiten

construir

cortes

verticales,

horizontales y en cualquier dirección del modelo visualizado. Estos cortes se llaman secciones y permiten ver al interior del modelo en cualquier dirección y con cualquier tipo de información que haya sido integrada. En la figura 26 se muestra un conjunto de perfiles generados dentro del ambiente de un visualizador de modelos virtuales.

-46Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 26. Visualización de secciones en el ámbito virtual.

-47Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

4. GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS Y PROSPECTOS Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante identificará las técnicas geofísicas de los registros de pozos que se utilizan en las perforaciones petroleras, así como los plays, los prospectos y leads que están presentes en un área de posibles trampas de hidrocarburos.

Si se piensa en el subsuelo en función de una ecuación matemática, esta sería una ecuación muy complicada. Muchas de sus variables no podrían ser medidas de manera adecuada antes e incluso después de la perforación. Así los esfuerzos exploratorios están encaminados a reducir el riesgo de estar equivocados en la solución de la “ecuación del subsuelo”. En la figura 27 se ilustra la interrelación entre las seis disciplinas que pueden ser usadas para minimizar el riesgo de un pozo seco. No siempre se puede contar con información de todas estas disciplinas, por lo que es común contar solo con una o dos de ellas para tomar decisiones respecto a la creación de un play.

-48Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 27. Disciplinas involucradas en la exploración.

4.1 Registros de pozos Los registros de pozo son técnicas geofísicas que se utilizan en las perforaciones petroleras para obtener mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo tales como: Cantidad de petróleo móvil, saturación de agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc. Estos registros se pueden agrupar en eléctricos, nucleares, acústicos y electromagnéticos, atendiendo al método físico empleado en las mediciones. Cada registro proporciona información específica en función de las propiedades físicas que mide. El análisis en conjunto de varias de ellas, sumada con la información que se tenga del campo petrolero, permitirá obtener un perfil de la formación adyacente al pozo, así como estimar la cantidad de petróleo extraíble y por lo tanto, determinar el valor comercial del mismo. 4.2 Plays Un play es una actividad exploratoria que involucra un volumen de roca definido geográfica y geológicamente, en el cual se tienen ubicados uno o más objetivos petroleros (ver figura 28). Geológicamente, un play puede contener -49Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

una sección sedimentaria completa o solo algunos horizontes de una sección estratigráfica.

Figura 28 Plays y prospectos.

4.3 Prospectos Un prospecto involucra un área más pequeña con posibles trampas de hidrocarburos que pueden estar apiladas verticalmente y que merecen ser perforadas en uno o más puntos. La diferencia entre un play y un prospecto es la escala. Es común que varios prospectos puedan estar contenidos y desarrollados dentro de un play. En un play el personal técnico se compone de geólogos y geofísicos que pueden estar apoyados por un grupo de procesamiento sísmico, brigadas de campo y un grupo de interpretación. También es común que reciban el apoyo de especialistas en petrofísica. 4.4 Lead Un “lead” es un área para la cual hay suficientes datos para indicar la posibilidad de un prospecto pero no tantos como para recomendar una perforación.

-50Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Algunos ejemplos Un play puede iniciarse con una o varias disciplinas. En la tabla 1 se muestran diversos ejemplos. Algunos plays pueden ser abordados varias veces, los cuales pueden ser fallidos o tratados de forma incorrecta antes de hacer intervenir las disciplinas necesarias. Un ejemplo es la cuenca de Michigan. El play del reef del Niágara ha sido abordado anteriormente, pero hasta que el procesamiento de datos geofísicos pudo tratar los problemas de velocidades superficiales que existen en el área, fue que se pudo usar una combinación de estratigrafía de carbonatos y geofísica para localizar los reefs del Niágara. El play western overthrust belt fue abordado en repetidas ocasiones, pero los datos

geofísicos

eran

muy

pobres

para

resolver

estructuralmente

los

prospectos. La migración con ecuación de onda ayudó a definir estas oportunidades exploratorias. El reef Edwards en Texas es un ejemplo en el que la selección de localidades de perforación se realizó con base en geofísica. Se pudieron definir condiciones favorables de porosidad en carbonatos dentro de una trampa estratigráfica muy grande. El descubrimiento en Spring Fields en Nevada es un ejemplo de sinergia usando geoquímica para definir la generación y migración de hidrocarburos, el análisis geomorfológico para localizar condiciones de entrampamiento óptimas y la respuesta geofísica para mapear el campo. Este es un play único porque el yacimiento es una ignimbrita con porosidad de matriz y fracturas selladas por rocas clásticas en una secuencia de relleno del valle.

-51Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

5. MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante observará las propiedades físicas de las rocas y sus contrastes, así como el conocimiento del arreglo de las rocas en el interior de la tierra, partiendo de las ventajas y desventajas de los métodos indirectos del subsuelo.

En general, la geofísica aplicada o exploración geofísica se refiere al uso de métodos físicos y matemáticos para determinar las propiedades físicas de las rocas y sus contrastes. El propósito de tal determinación es conocer el arreglo de los cuerpos de roca en el interior de la tierra, así como las anomalías presentes en ellas. Algunos

de

los

métodos

de

exploración

geofísica

más

usados

son:

Electromagnéticos, potenciales y sísmicos. El conocimiento del arreglo de las rocas en el interior de la tierra puede tener un objetivo científico o comercial. Por ejemplo, conocer las dimensiones de un reservorio de hidrocarburos a través de métodos sísmicos o caracterizar la cámara magmática de un volcán por medio de estudios gravimétricos. También es utilizado en la ingeniería civil para estudiar un terreno donde se comenzará una construcción. Se hace una exploración para determinar la profundidad a la que se encuentran los estratos de roca sana, es decir, capaces de soportar la construcción. La expresión geofísica aplicada es usada de forma intercambiable con las expresiones: Métodos de prospección geofísica, exploración geofísica e incluso, aunque de forma muy poco frecuente, ingeniería geofísica. -52Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

5.1 Ventajas Las grandes ventajas de los métodos indirectos se pueden resumir en tres aspectos: Economía, rapidez de ejecución y amplio cubrimiento. A continuación se explican cada una de estas ventajas. Economía. Permite obtener información del subsuelo sin grandes gastos como los que se tendrían que hacer usando un método directo. Este tipo de procedimientos también tienen un impacto en el costo de perforación de pozos, ya que al tener información indirecta del subsuelo, antes de la perforación de un pozo, se pueden prevenir posibles problemas en la perforación. Por otro lado, un mejor conocimiento del subsuelo ayuda a orientar mejor los programas de perforación a estructuras con mayor probabilidad de éxito. Rapidez de ejecución. Como se realizan desde la superficie de la tierra o en ocasiones en el interior de pozos para obtener información del material rocoso situado por debajo del suelo, entre pozos o en las vecindades de estos últimos, estos estudios se realizan en un tiempo breve comparado con el que se emplearía si se efectuaran en una gran cantidad de pozos para tener acceso a todo el volumen de roca estudiado. Amplio cubrimiento. Permite cubrir grandes volúmenes rocosos en el subsuelo. Hacerlo con métodos directos sería imposible. 5.2 Desventajas Las desventajas de los métodos indirectos se pueden resumir en tres aspectos: Resolución, ambigüedad y superposición. A continuación se explica cada una de estas ventajas. Resolución. Con ellos es difícil obtener detalles de cuerpos cuyos tamaños son menores a las decenas de metros. La resolución está en función de la

-53Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

profundidad; a medida que la profundidad del objeto de estudio aumenta, disminuye la capacidad del método para resolver cuerpos pequeños. Ambigüedad. Los resultados proporcionados por los métodos indirectos tienen que ver con las propiedades físicas del subsuelo y no con un material específico. Las propiedades físicas identificadas en el subsuelo pueden corresponder a una gran variedad de materiales o combinaciones de los mismos. Una anomalía en las propiedades eléctricas del subsuelo se debe a la presencia de un material resistivo o conductor, pero en ningún caso es identificativo de un tipo de roca o de fluido específico en los poros de las rocas. Superposición de efectos. Las mediciones tomadas por métodos indirectos reciben la influencia de un volumen de roca en el subsuelo y no solo del cuerpo de interés. Aunque en algunos casos es posible aplicar técnicas para separar los efectos debidos a cuerpos distintos del que se estudia, éstos parten de ciertas suposiciones teóricas que generalmente no se cumplen en su totalidad; y requieren de información adicional que puede provenir de otros métodos indirectos o de métodos directos. De cualquier manera estas técnicas son un buen auxiliar en la exploración del subsuelo.

-54Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

6. MÉTODOS POTENCIALES Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante describirá los métodos potenciales, tales como la gravimetría y la magnetometría, la interpretación de los datos y obtener los resultados que tengan sentido geológico. 6.1 Gravimetría Es un procedimiento muy importante en la búsqueda de depósitos minerales. Este método aprovecha las diferencias de la gravedad en distintos sectores. La gravitación es la aceleración (m/s2) de un objeto que está cayendo a la superficie. La gravitación normal (promedio) en la tierra es 9,80665 m/s2. Grandes cuerpos con valores de densidad alta pueden aumentar la gravitación en una región determinada porque rocas de mayor densidad aumentan la aceleración. En la figura 29 se presenta un esquema de las bases de la gravimetría.

Figura 29. Bases de la prospección gravimétrica

-55Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

El gravímetro es un equipo que puede medir diferencias muy finas en la gravedad. Principalmente cada balanza es un "gravímetro" porque una balanza mide el peso de un objeto. En la figura 30 se muestra un esquema del principio de funcionamiento de un gravímetro.

Figura 30. Principio de funcionamiento de un gravímetro

Una anomalía de gravedad se define como la variación de los valores medidos de la gravedad con respecto a la gravedad normal después de haber aplicado las correcciones necesarias. Las correcciones comúnmente aplicadas a los datos gravimétricos tomados en terreno son por: Calibración, deriva del gravímetro, influencia de las mareas, latitud, altura, topografía y Bouguer. La anomalía de aire libre resulta de las correcciones de la influencia de las mareas, de la deriva del instrumento de medición, de la latitud y altura. La anomalía de Bouguer se obtiene aplicando todas las correcciones antes mencionadas. Un valor corregido es igual al valor observado de la gravedad menos el valor previsto de la gravedad basándose en el modelo terrestre elegido. En consecuencia, una anomalía es la diferencia entre lo observado y lo previsto de acuerdo con el modelo terrestre aplicado. En la figura 31 se presenta el mapa -56Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

de anomalías gravimétricas según el Gravity Recovery and Climate Experiment (GRACE).

Figura 31. Mapa de anomalías gravimétricas

En la actualidad, es posible medir el gradiente del campo gravitatorio en lugar de su valor absoluto. Esto se realiza con un gradiómetro de gravedad: Sensor gravitatorio que según su orientación, puede medir el gradiente en X, Y o Z (o combinaciones en diagonal). En la figura 32 se muestra un esquema de las mediciones tensoriales realizadas en gravimetría.

Figura 32. Mediciones gradiométricas

-57Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

En términos simples, el gradiente corresponde a la fluctuación de la gravedad por unidad de longitud. 6.2 Magnetometría Es un método geofísico como la gravimetría, relativamente simple en su aplicación. El campo magnético de la tierra se ve afectado por la presencia de cuerpos rocosos que contienen minerales ferromagnesianos. Estos cuerpos producen su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente las anomalías magnéticas en la superficie terrestre, las cuales son producto de las variaciones del contenido de minerales magnéticos en las rocas. En la figura 33 se esquematizan las bases teóricas de la prospección magnetométrica.

Figura 33. Bases teóricas de la prospección magnetométrica

Existen varios métodos de medición y varios tipos de magnetómetros, con que se puede medir el campo magnético. El primer método para determinar la intensidad horizontal absoluta del campo geomagnético lo desarrolló el matemático alemán Carl Friedrich Gauss (1831). El primer magnetómetro útil para la prospección geofísica fue desarrollado en los años 1914 y 1915. El llamado variómetro del tipo Schmidt mide variaciones de la intensidad vertical del campo magnético con una exactitud de 1 gamma.

-58Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

El

magnetómetro

flux-gate

se

basa

en

el

principio

de

la

inducción

electromagnética y en la saturación, y mide variaciones de la intensidad vertical del campo magnético. El magnetómetro nuclear se basa en el fenómeno de la resonancia magnética nuclear y mide la intensidad total absoluta del campo magnético a tiempos discretos. El magnetómetro con célula de absorción se funda en la separación de líneas espectrales (absorción óptica) por la influencia de un campo magnético. Este instrumento mide la intensidad total del campo magnético continuamente, con sensibilidad alta y una exactitud hasta 0.01gamma. Además de los estudios terrestres tradicionales, en la actualidad es posible realizar estudios gravimétricos y magnetométricos marinos y aéreos. Aunque generalmente estos estudios se efectúan de forma separada, desde hace algunos años es una práctica común llevarlos a cabo de manera simultánea con los levantamientos sísmicos y con un incremento mínimo en el costo de los estudios. Las mejores prácticas de interpretación en la industria petrolera recomiendan la interpretación conjunta de los datos gravimétricos y magnéticos con los resultados obtenidos de la sismología.

-59Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

7. MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los métodos electromagnéticos utilizados en la geofísica de exploración, además de los procedimientos que se utilizan en dicha exploración en las zonas petroleras.

Los métodos electromagnéticos utilizados en geofísica de exploración tienen como objetivo principal cuantificar las variaciones en conductividad eléctrica de la tierra en función de la profundidad. Avances recientes en la teoría así como la

instrumentación,

han

permitido

utilizar

estos

procedimientos

en

la

exploración de zonas geotérmicas, de hidrocarburos, mantos acuíferos y zonas de

alta

mineralización

caracterizadas

por

presentar

cambios

en

la

conductividad eléctrica. Uno de los métodos electromagnéticos de mayor éxito en la industria petrolera es el llamado Controlled Source ElectroMagnetic (CSEM). Este método usa los mismos principios que los estudios resistivos de registro de pozo, para mapear cuerpos resistivos en el subsuelo como yacimientos de hidrocarburos en el mar. Como la resistividad del fluido contenido en los poros determina en gran medida la respuesta electromagnética, el levantamiento CSEM es el compañero perfecto de las técnicas sísmicas, que generalmente proporcionan información estructural. Estos dos métodos juntos y con información adicional del subsuelo, forman un valioso conjunto de herramientas de exploración.

-60Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

En un levantamiento CSEM, un dipolo eléctrico horizontal muy poderoso es arrastrado cerca de 30 m por encima del fondo marino. La fuente dipolar transmite una señal electromagnética de baja frecuencia diseñada con mucho cuidado hacia el subsuelo (figura 34).

Figura 34. Disposición de fuentes y receptores para CSEM

La energía electromagnética es rápidamente atenuada en los sedimentos conductivos, pero es menor y se propaga con mayor velocidad en las capas más resistivas como los yacimientos de hidrocarburos. Una malla de receptores puestos en el fondo marino mide la energía que se ha propagado a través del mar y del subsuelo (figura 34). Los datos recolectados se procesan y se efectúan trabajos de modelado e inversión para producir volúmenes 3D de resistividad. En la figura 35 se muestra el diagrama de flujo de trabajo para el método CSEM. Estos conjuntos de datos son integrados con otra información del subsuelo para permitirnos tomar importantes decisiones de perforación y con mayor certidumbre.

Figura 35. Flujo de trabajo para el método CSEM

-61Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

De

una

manera

similar

a

los

levantamientos

CSEM,

la

técnica

de

MagnetoTelúrico (MT) es sensible a los cuerpos resistivos en el subsuelo. Los levantamientos marinos de MT mapean las variaciones de la resistividad del subsuelo mediante la medición de campos eléctricos y magnéticos naturales existentes en el fondo marino. La resistividad de los receptores usados nos permite adquirir datos MT de alta calidad como parte de un levantamiento CSEM cuando la fuente controlada está apagada. Los campos eléctricos y magnéticos naturales son generados por las interacciones del viento solar con el campo magnético de la tierra, si es muy fuerte se le llama tormenta geomagnética. Estos campos que se utilizan como fuente son de muy baja frecuencia, además de que ofrecen una excelente penetración en profundidad. La naturaleza de alcance profundo para bajas frecuencias en un levantamiento, hace a la técnica excelente para mapear e interpretar la geología regional. La tecnología MT no tiene la misma sensibilidad hacia cuerpos resistivos horizontales delgados como la tiene la técnica CSEM; más aún, puede penetrar las capas resistivas gruesas que pueden ser un reto para las técnicas de CSEM y la sísmica. En la figura 36 se muestra un ejemplo de los resultados que se obtienen con el método CSEM.

Figura 36. Resultados obtenidos con el método CSEM

-62Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Los sondeos MT han sido de mayor utilidad en ambientes con cuerpos de sal y basaltos en donde los flancos y/o la base no pueden ser identificados de manera adecuada. Los sondeos MT pueden ser un excelente complemento a otros métodos geofísicos, particularmente en ambientes en los sedimentos de alta impedancia como rocas volcánicas o sal hacen que la interpretación de otros datos geofísicos sea difícil. En la figura 37 se esquematiza el tipo de ambiente adecuado para la aplicación de los métodos electromagnéticos.

Figura 37. Esquema del tipo de ambiente adecuado para la aplicación de métodos electromagnéticos

-63Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

8. MÉTODOS SÍSMICOS Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante estudiará los métodos sísmicos para obtener información geológica acerca de los materiales que conforman el terreno, así como su adquisición sísmica, el procesamiento sísmico, la interpretación sísmica estructural y la interpretación sísmica estratigráfica, para después integrar la información geológica – geofísica del área de estudio y concluir con el procesamiento sísmico especial que determinara las condiciones geológicas del subsuelo partir de los datos sísmicos.

La exploración sísmica emplea las ondas elásticas que han sido generadas artificialmente propagándose a través del terreno. Su objetivo es estudiar el subsuelo para obtener información geológica de los materiales que lo conforman. La prospección sísmica es una herramienta poderosa, ya que con ella se puede estudiar, con buena resolución, desde los primeros metros del terreno (sísmica de alta resolución) hasta varios kilómetros de profundidad (sísmica profunda). Para la sísmica profunda se utilizan fuentes de energía muy potentes (explosivos o camiones vibradores) capaces de generar ondas elásticas que llegan hasta las capas profundas del subsuelo. En la sísmica superficial se utilizan martillos de impacto, rifles sísmicos y explosivos de baja energía. De manera que el diseño de un estudio sísmico está en función del objetivo del estudio. La

sísmica

profunda

se

emplea

en

la

detección

de

yacimientos

de

hidrocarburos (terrestres o marinos), grandes estructuras geológicas (zonas de subducción), yacimientos minerales, domos salinos, etc. Mientras que la sísmica superficial tiene aplicación en la obra pública y la ingeniería civil. -64Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

8.1 Adquisición sísmica El diseño de un levantamiento sísmico varía dependiendo de factores geológicos, tales como: Objetivos, la accesibilidad de la zona, la tierra o medio ambiente marino y de superficie. Es común que los receptores se coloquen de forma lineal para levantamientos 2D y en forma de malla en la superficie del área en estudio para levantamientos 3D. Incluye también la distribución de las fuentes en el área de estudio y; establece el orden en la que las fuentes van a ser disparadas y los receptores que registrarán la señal generada por la misma. Existen varios tipos de geófonos utilizados para la adquisición sísmica, siendo los más comunes el geófono electromagnético, el de reluctancia, el de capacitancia, y el piezoeléctrico. Las fuentes más empleadas en la exploración sísmica son las fuentes impulsivas (dinamita, pistolas de aire, cañones de agua) y las codificadas (vibradores). Se encuentra gran variedad de formas para disponer los geófonos en el terreno con respecto a las fuentes. Con ellas se busca tener una buena iluminación de los horizontes que se desea estudiar. Para este fin, existen programas de cómputo que son útiles en el diseño de adquisición sísmica. 8.2 Procesamiento sísmico El procesamiento de datos sísmicos consiste en la aplicación de un conjunto de procesos con el fin de obtener secciones sísmicas de calidad. El objetivo fundamental es aislar las reflexiones; interés de los otros eventos sísmicos que se superponen a ellas (ruido ambiental, “ground roll”, onda de aire, etc.). En la actualidad, debido al incremento del volumen de datos y al desarrollo de nuevos algoritmos, las técnicas de procesado forman uno de los temas más importantes de la prospección geofísica. -65Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Durante el procesamiento sísmico de alta resolución es importante la preservación de altas frecuencias, ya que muchas estructuras geológicas de interés están en el límite de la resolución sísmica. También se debe tener cuidado para preservar al máximo las reflexiones originales, con el propósito de que no se generen “artefactos” que puedan alterar la información original. En una secuencia convencional de procesamiento de datos hay tres etapas: Preapilamiento, en donde una de las operaciones más importantes es la deconvolución. Apilamiento con el análisis de velocidad, como punto muy importante. Post apilamiento, siendo la migración uno de los organismos finales. En la figura 38 se muestra el esquema básico de una secuencia de procesamiento.

Figura 38. Secuencia básica de procesamiento

Los datos sísmicos de campo se graban digitalmente para su posterior procesamiento en equipos de cómputo. Existen diferentes formatos de grabación, siendo el más usado el formato SEGY, que es un estándar establecido por la Society of Exploration Geophysicists (SEG). -66Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Es necesario contar con las coordenadas (X,Y,Z) de cada una de las fuentes y receptores, así como la relación que existe entre ellos. Para almacenar esta información se cuenta con dos estándares definidos por la SEG uno se le conoce como el formato United Kindom Offshore Operators Association (UKOOA) y el otro es el formato Shell Processing Support (SPS). Edición de registros: Consiste en eliminar aquellas trazas que no pueden ser utilizadas por la mala calidad de la información; hacer cambios de polaridad en aquellas trazas que lo ameriten; lectura de primeros arribos para el cálculo de las correcciones estáticas; aplicación de un borrado por zonas (mute) para eliminar efectos no deseados; aplicación de filtros (pasa altas, pasa bajas, paso de banda, F-K) para eliminar ruido y resaltar los eventos de reflexión. Aplicación de correcciones estáticas: Tiene como finalidad corregir por los efectos locales debidos a la capa intemperizada. Esta primera capa está caracterizada por ser altamente heterogénea, poseer bajas velocidades y presentar un relieve irregular. El objetivo principal es ajustar el tiempo de viaje real al que se observaría si la fuente y los receptores estuvieran ubicados en un mismo plano de referencia por debajo de la capa intemperizada. Amplitud de los datos sísmicos: Varía dentro de un amplio rango, debido al efecto que sobre ella tienen los coeficientes de reflexión y el decaimiento de la energía con la distancia (divergencia esférica); sin mencionar las posibles pérdidas en la transmisión de los datos o la atenuación intrínseca. Para compensar todos estos factores se aplican varios tipos de algoritmos, basados cada uno de ellos en criterios específicos, como el control de ganancia programada, el control de ganancia automática y la corrección por divergencia esférica. La

deconvolución

puede

ser

aplicada

en

las

diferentes

etapas

del

procesamiento, es un algoritmo que se utiliza para aumentar la resolución temporal de las reflexiones. Para ello, se obtiene la ondícula básica y -67Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

convolucionándola con cada traza, como resultado, se obtiene una compresión de la señal. Una vez editados los datos de campo se realiza un reordenamiento de las trazas en conjuntos de punto reflector común o Common MidPoint (CMP) que consiste en agrupar las trazas que pertenecen al mismo punto medio entre la fuente y el receptor. En este nuevo orden, todas las trazas pertenecientes a un punto reflector, contienen información de las características de reflectividad de un mismo punto, y por lo tanto, pueden sumarse para obtener una traza resultante que posee mejor señal al ruido. Para

realizar

este

apilamiento

es

necesario

transformar

la

trayectoria

hiperbólica de los eventos a una línea horizontal, como si todas las trazas tuvieran la fuente y el receptor en el mismo punto (offset cero) de tal manera que todas las trazas al ser sumadas estén en fase. Misma que se le conoce como corrección Normal Move Out (NMO), para lograr esta alineación es necesario calcular la velocidad de la trayectoria de cada reflexión. Para tener una velocidad del subsuelo útil en el procesamiento sísmico se realizan análisis de velocidad sobre grupos de CMP. El resultado del análisis es un campo de velocidades que se usará en el apilamiento para obtener la sección sísmica. Cuando hay poca precisión en el cálculo de las velocidades, la calidad de la sección apilada puede degradarse, ya que las reflexiones no se suman correctamente. A continuación se procede a realizar el apilamiento que nos produce una sección sísmica formada por todas las trazas CMP y representa una imagen de los reflectores presentes en el subsuelo en offset cero y modo tiempo doble. Después del apilamiento es común realizar una deconvolución para recuperar las

altas

frecuencias

perdidas

durante

el

apilamiento

y

suprimir

las

reverberaciones y múltiples de periodo corto. También es común aplicar un filtro pasa banda para eliminar el ruido asociado a bajas frecuencias generado por el apilamiento. -68Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

El proceso de migración se aplica para corregir las difracciones que se producen en una sección sísmica debido a un brusco relieve de algún receptor. Su objetivo es reubicar esta energía en su verdadera posición, lo que se logra colapsando las difracciones. Como las secciones sísmicas están en tiempo doble, el punto final del procesamiento es construir una sección en profundidad haciendo uso de un campo de velocidades de intervalo que puede ser obtenido a partir de las velocidades de apilamiento. 8.3 Interpretación sísmica estructural En la interpretación sísmica, a partir de los datos se buscan definir los grandes rasgos estructurales de las rocas de subsuelo. Para esto se basa en los principales reflectores identificados en un volumen sísmico. Los rasgos estructurales

a

ser

estudiados

son

el

comportamiento

de

las

capas

sedimentarias, fallas presentes en el subsuelo, disconformidades, cuerpos intrusivos de rocas ígneas, estructuras salinas, etc. Con los rasgos estructurales identificados por sus reflexiones, se construyen mapas de horizontes que pueden representar estructuras geológicas del subsuelo. En la figura 39 se muestra un modelo estructural tridimensional generado a partir de la interpretación sísmica.

Figura 39 Modelo estructural tridimensional.

-69Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

8.4 Interpretación sísmica estratigráfica Esta interpretación busca predecir la litología, ambientes de depósito y/o fluidos intersticiales, usando como base la información sísmica, especialmente usando la sísmica de reflexión. Para este tipo de interpretación es necesario preservar la amplitud verdadera de los datos sísmicos. Ahora la sismología ha sido refinada hasta el punto que es una herramienta valiosa para el ingeniero petrolero en la caracterización de yacimientos. 8.5 Integración de la información geológica – geofísica En esta etapa se integra toda la información disponible del área en estudio. La idea es que cada porción de información que aporta cada método geofísico, junto con las hipótesis y evidencias recolectadas por la geología se utilice para conformar un modelo congruente con todas ellas. En esta etapa es muy importante el trabajo en grupo de especialistas de distintas áreas, cada uno de los cuales aporta los conocimientos de su especialidad para conformar ese modelo que satisfaga todas las observaciones tomadas en el campo y que a su vez sea congruente con las hipótesis geológicas postuladas para el área. 8.6 Procesamiento sísmico especial El análisis Amplitue Versus Offset (AVO) es el estudio de las variaciones en amplitudes a medida que aumentan los offsets. Este tipo de estudio se hace en cada CDP en donde las trazas con correcciones NMO se organizan de offsets menores a mayores. Estos análisis se usan para determinar litologías e identificar fluidos dentro de las rocas. En los atributos AVO, se selecciona un reflector de interés y se grafican los cambios de amplitud contra la distancia fuente receptor. Se hace un análisis de regresión lineal para definir la línea recta que más ajuste a los datos y se define el punto de intersección (a) y el gradiente de amplitudes (B). Cada CDP va a tener dos atributos AVO. El gradiente y la intersección. -70Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Para establecer litologías y fluidos contenidos en las rocas se necesita tener un buen control de pozos en la zona. En una gráfica se colocan los pares gradiente – intersección de cada CDP y se comparan con los resultados de gradientes e intersecciones de los pozos, de esta manera se identifican los tipos de rocas y los fluidos que contienen. En la figura 40 se muestra un gráfico de atributos AVO.

Figura 40. Gráfico de atributos AVO

La inversión sísmica es el proceso mediante el cual se trata de determinar qué características de rocas y fluidos generan el comportamiento de la ondícula sísmica. El objetivo de la inversión es determinar el tipo de roca, sus propiedades y los fluidos que contienen a partir de los datos sísmicos.

-71Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

9. GEOFÍSICA DE POZOS Objetivo específico: Al término de la unidad, el participante analizará los estudios de VSP realizados en pozos la evolución de la prueba de velocidad dentro de los pozos, basados en la propagación de las ondas, utilizándolos para la calibración sísmica de la superficie, así como la tomografía entre pozos con la finalidad de medir campos de velocidades en las diferentes capas del subsuelo. 9.1 Vertical Seismic Profiling (VSP) El VSP es una evolución de la Prueba de Velocidad donde se analiza no sólo el arribo directo sino la onda completa, generalmente 3 o 4 segundos de registro y donde los geóponos están equiespaciados en unas pocas decenas de metros o en el espesor correspondiente a unos pocos milisegundos de tiempo de tránsito integrado (TTI). Habitualmente, un registro de 3 segundos cada 30 metros o 7 milisegundos de TTI. El campo de ondas presente en un VSP puede dividirse en dos grandes grupos: Los eventos sísmicos que llegan al geópono desde arriba hacia abajo, ondas "D", y los que lo hacen desde abajo hacia arriba, ondas "U". En la figura 41 se muestra un esquema de un estudio VSP.

-72Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 41. Perfil VSP

El VSP permite estudiar el proceso de generación y propagación de ondas viajando en una sola dirección. Como usa un arreglo vertical de receptores atraviesa las capas sedimentarias permitiendo un mejor conocimiento de ellas. Cuando un receptor es ubicado debajo de estratos heterogéneos, el ruido se reduce significativamente. Se obtiene un incremento de

la banda de

frecuencia. De esta manera la familia de soluciones posibles al programa inverso se reduce de forma considerable. Los estudios de VSP se pueden utilizar para calibración de sísmica de superficie, mejorar la identificación de horizontes reflectores, dentro y por debajo del pozo. Apoyar la determinación de parámetros de procesamiento de líneas sísmicas, como cálculo de velocidades, recuperación de amplitud y deconvolución. Mejorar en la identificación de reflexiones múltiples y la conversión tiempo–profundidad de alta precisión. Determinar propiedades de las rocas mediante análisis de amplitud y contenido de frecuencias, así como la determinación de anisotropía de la velocidad. Estimación de un perfil de impedancia acústica por debajo del fondo del pozo.

-73Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

En la figura 42 se muestra un sismograma generado por un estudio VSP.

Figura 42. Sismograma obtenido con un Perfil Sísmico Vertical (VSP)

9.2 Tomografía entre pozos Un estudio de tomografía consiste en la emisión y recepción de señales acústicas entre pozos, con la finalidad de medir campos de velocidades entre diferentes capas del subsuelo. En los estudios de tomografía se utilizan tanto los eventos directos como los reflejados. La tomografía también se puede usar para determinar el factor de atenuación, mejora del conocimiento del yacimiento, generación de datos sísmicos con alto contenido de frecuencias, determinación de espesores de capas y velocidades del material que está entre los pozos. En la figura 43 se muestra el esquema de un estudio de tomografía.

-74Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Figura 43. Esquema de un estudio de tomografía

-75Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

CONCLUSIÓN Este curso no se pretende convertir al ingeniero petrolero en un experto en geología y/o geofísica. Si no, en profundizar los temas y sus complementos para que lo puedan llevar a cabo en la práctica exploratoria, de esta manera motivar al participante de que investigue sobre los temas presentados para llegar a tener un mejor conocimiento. Así como el tomar en cuenta la importancia que se tiene al conocer sobre la exploración de los hidrocarburos y su trascendencia que ha tenido a lo largo de los tiempos, y las reservas que se tiene para un futuro ya que es la clave para impulsar la explotación de yacimientos de menor calidad y mayor costo de explotación. Actualmente son aceptados los hidrocarburos que son generados a partir de ciertas rocas ricas en materia orgánica, en donde estos pueden ser controlados por la temperatura, incluso esta la migración de los hidrocarburos que se produce debido a varias causas. Los hidrocarburos de los que se compone el petróleo pueden ser hidrocarburos alifáticos e hidrocarburos aromáticos. El petróleo está constituido por hidrocarburados y otros elementos que contienen cantidades importantes de nitrógeno, azufre y oxígeno así como de organocompuestos de metales pesados y biomarcadores (vanadio y níquel) en menor proporción. Al concluir el curso el participante estará en condiciones para trabajar en equipo, y entender el trabajo que realizan sus colegas geólogos y geofísicos.

-76Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

GLOSARIO Acreción: Proceso mediante el cual un cuerpo rocoso o mineral incrementa su tamaño por adición de partículas extrañas o afines. Acuífero: Roca porosa y permeable que permite la retención del agua en cantidades suficientes para su posterior extracción en beneficio del hombre. Los acuíferos se clasifican en: Acuíferos confinados, acuíferos artesianos, acuíferos semiartesianos, acuíferos termales, etc. Aluvial: Término usado para referirse a todo tipo de proceso o material relacionado con los procesos fluviales. Anhidrita: Mineral de la clase de los sulfatos que cristaliza en el sistema rómbico. Sulfato de calcio. Astenosfera: Parte del manto superior sobre la que descansa la litosfera y que presenta propiedades físico-químicas particulares, como la de poseer cierta “fluidez”. Muchos fenómenos geológicos están relacionados con esta capa. Benceno: Es el compuesto aromático más simple con un anillo de átomos de carbono y seis átomos de hidrógeno; una de las materias primas más importantes para la industria química. Bioclasto:

En

una

roca,

cualquier

elemento

fósil,

entero

o

más

frecuentemente en fragmentos, de origen animal o vegetal, que haya sido o no transportado. Este término se aplica, esencialmente, a los fragmentos de fósiles con caparazón carbonatado, e implica, en general, que los fósiles son pene-contemporáneos del sedimento en el que se encuentran.

-77Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Bitumen: Producto semi-sólido extremadamente pesado de la refinación del petróleo, compuesto de hidrocarburos pesados utilizado para construcción de caminos y para impermeabilización de techos. Calcita: Roca común formada por minerales, CaCO3. Generalmente gris o blanca, tiene hendiduras romboédricas y reacciona fácilmente con ácido clorhídrico frío diluido. Catálisis: Es el proceso por el cual se aumenta la velocidad de una reacción química, debido a la participación de una sustancia llamada catalizador y las que desactivan la catálisis son denominados venenos catalíticos. Un concepto importante es que el catalizador no se modifica durante la reacción química, lo que lo diferencia de un reactivo. Clástica: Término textural usado para los sedimentos y rocas compuestas por fragmentos o clastos, que han sido transportados mecánicamente. En rocas carbonáticas se usa fundamentalmente para calizas compuestas por bioclastos y otros aloquímicos que han sido movidos de su lugar de origen. Conodonte: Microfósil (0.1 - 4 mm.) en forma de cono, barra u hoja. La opinión moderna es que son de estructura vertebrada, por su naturaleza fosfática. Vivieron del Cámbrico al Jurásico. Dedolomitización: Proceso diagenético de reemplazamiento de la dolomita por calcita. También denominado “calcitización de la dolomita”. Dolomitización: Proceso de reemplazamiento de un mineral, generalmente calcita o aragonito, por dolomita, Ca Mg (CO3)2. Esparita:

Cristales

de

calcita

equidimensionales,

de

tamaño

grande

(normalmente, > 10 µm) y fácilmente observables petrográficamente. Término empleado para designar el cemento en la clasificación Folk (1959 y 1962).

-78Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Estratigrafía: Parte de la geología que estudia la disposición y caracteres de las rocas sedimentarias estratificadas y de lo que en ellas se contiene: En la clase de estratigrafía observamos unos cuantos fósiles. Fango: Depósito detrítico inconsolidado constituido por clastos de tamaño inferior a 1/16 mm. Sinónimo de “barro”. Ferromagnesiano: Minerales componentes de las rocas ígneas en los cuales predominan los elementos hierro y magnesio. Tienen generalmente colores oscuros y son densos. Feldespato: Mineral de origen ígneo que forma rocas y constituye el 60% de la corteza terrestre, formado por silicatos de aluminio y otros metales, de diversos colores y gran dureza. Se disgrega en caolín y arcilla. Floculación: Es un proceso químico mediante el cual, con la adición de sustancias denominadas floculantes, se aglutinan las sustancias coloidales presentes en el agua, facilitando de esta forma su decantación y posterior filtrado. Es un paso del proceso de potabilización de aguas de origen superficial y del tratamiento de aguas servidas domésticas, industriales y de la minería. Fluvial: Son todos los fenómenos geológicos que se realizan por acción de las aguas de escorrentía. Todo proceso geológico fluvial se desarrolla en tres etapas que son: Erosión, transporte y sedimentación. Freática: Zona del subsuelo, por debajo del nivel freático, caracterizada por la presencia en los poros, del sedimento o roca, siempre de agua. Geófono: Aparato, amplificador y transmisor de las ondas sonoras que se propagan por el subsuelo. Se le utiliza para los métodos sísmicos y eléctricos. Gradiente: Variación de intensidad de un fenómeno por unidad de distancia entre un lugar y un centro (o un eje) dado.

-79Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Gravimetría: Parte de la física que trata del estudio y la medición de la gravedad terrestre. Hidrocarburos

alifáticos:

Son

compuestos

orgánicos

constituidos

por

carbono e hidrógeno cuyo carácter no es aromático. Hidrocarburos aromáticos: Es un compuesto orgánico cíclico conjugado que cumple la Regla de Hückel, es decir, que tienen un total de 4n+2 electrones pi en el anillo. Lenticular: Estructura en lentes. Litificación: Proceso diagenético por el que un sedimento se transforma en roca. A dicho proceso colaboran, fundamentalmente, la compactación y la cementación. Litostática:

Presión

que

ejercen

las

rocas

suprayacentes

sobre

las

infrayacentes ocasionándoles transformaciones en su constitución física, esto es metamorfismo, que puede ser dinámico o cataclástico regional. Lutita: Roca detrítica cuyos clastos tienen tamaños < 1/16 mm. Magnetometría: Tecnología de la geofísica que emplea equipos especiales para medir las atracciones magnéticas de las rocas y/o las densidades de ellas. Mediante esta tecnología se pueden determinar los tipos de rocas que se encuentran en el subsuelo así como su potencia. Micrita: Carbonato criptocristalino (< 4 µm), aragonito o calcita. Término empleado

como

sinónimo

de

barro

carbonático

(ooze),

y

para

rocas

compuestas por barro carbonático (calizas micríticas) Folk (1959 y 1962). Microesparitita: Micrita que ha sufrido un proceso de neomorfismo agradante (recristalización). Los cristales tienen un tamaño en general entre 5 y 15 µm; pudiendo ser de hasta 30 µm (Folk, 1965). -80Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

Naftenos: Hidrocarburos de la serie CnH2N. Palinomorfo: Término utilizado en ciencia para referirse a partículas de dimensiones comprendidas entre 5 y 500 μm, que se encuentran en sedimentos y están compuestas de materia orgánica como la quitina (o pseudoquitina) y la esporopolenina. Parafina: Hidrocarburo cuya fórmula puede expresarse por CnH2n+2 que va desde los gases ligeros (el metano CH4) pasando por la serie de los líquidos (gasolina) hasta la cera mineral o parafina (C20H42) y términos más elevados. Salina: Serie sedimentaria del Paleoceno, consta de areniscas que alternan con arcillas y conglomerados. Tiene 260 m de potencia, aflora en la Salina, Negritos. Se le conoce con el nombre de conglomerados. Sapropélita: Carbón formado a partir de lodos orgánicos. Vanadio: Metal muy parecido a la plata por el color y el brillo, pero de menor peso específico. Símbolo: V. Se le encuentra en la vanadinita, carnotita y patronita. Combinado con el acero le proporciona gran resistencia al choque (acero al vanadio). Es el metal más duro que se conoce. Descubierto en 1801 por A. Manuel del Río, en plomo. México. Vanadis, dios escandinavo de la belleza y la juventud.

-81Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

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Encyclopedic

dictionary

of

applied

geophysics.

Geophysical reference series, society of Exploration Geophysicists. Sheriff, R. E., & Geldart, L. P. (1991). Exploración sismolólogica. Noriega editores. Spalletti, L. A., & Poiré, D. G. (2007). Diagénesis de las rocas clásticas. Universidad Nacional de la Plata. Tectónica de placas. (s.f.). Obtenido de www.librosvivos.net Villegas, E. J. (2007). Interpretación de registros de pozos de petróleo. Obtenido de http://sisbib.unmsm.edu.pe Yilmaz,

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Seismic

data

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of

Exploration

Geophysiscists. Zarza, A. M. (2010). Petrología sedimentaria. Departamento de Petrología y Geoquímica. Facultad de Ciencias Geológicas Universidad Complutense de Madrid.

-83Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

ANEXOS ROCA GENERADORA Y EL ORIGEN DEL ACEITE Y GAS ROCA ALMACENADORA Y SELLO

Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes preguntas:

1.-Mencione las características más importantes de una Roca generadora y su función en un sistema petrolero. 2.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo I y el hidrocarburo que de él se origina. 3.- Describa en qué consiste la Migración terciaria. 4.- Describa en qué consiste la Migración primaria. 5.- Describa en qué consiste la Remigración. 6.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo III y el hidrocarburo que de él se origina. 7.- Describa en qué consiste la Migración secundaria. 8.- Mencione el material que da origen al kerógeno tipo II y el hidrocarburo que de él se origina.

-84Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

9.- Mencione las características más importantes de una Roca almacenadora y su función en un sistema petrolero. 10.- Mencione las características más importantes de una Roca sello y su función en un sistema petrolero. 11.- Explique en qué consiste el proceso de compactación. 12.- Explique en qué consiste un modelo tridimensional y su utilidad en la exploración petrolera. 13.- Mencione las características de las rocas clásticas. 14.- Explique en qué consiste el proceso de disolución. 15.- Explique en qué consiste un ambiente de depósito continental. 16.- Explique en qué consiste el proceso de cementación. 17.- Explique en qué consiste la avulsión. 18.- Mencione cuales son las características más importantes de los cuerpos tabulares.

-85Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

GEOLOGÍA ESTRUCTURAL GEOLOGÍA EN LA EXPLORACIÓN: REGISTROS DE POZOS, PLAYS Y PROSPECTOS

Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes preguntas:

1.- Mencione las características más importantes de una trampa estructural y su importancia en un sistema petrolero. 2.- Mencione las características más importantes de una trampa estratigráfica y su importancia en un sistema petrolero. 3.- Mencione las cuencas petroleras más importantes del país. 4.- Describa brevemente en qué consiste la teoría de la tectónica de placas. 5.- Diga cuál es la cuenca petrolera de mayor futuro en el país. 6.- Desde su punto de vista, cuál es la utilidad de los modelos virtuales tridimensionales. 7.- Mencione las características más importantes de un prospecto. 8.- Mencione las características más importantes de un play 9.- Mencione las características más importantes de un lead 10.- Mencione los métodos de exploración indirectos más usados en la exploración petrolera.

-86Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

MÉTODOS INDIRECTOS DEL SUBSUELO MÉTODOS POTENCIALES

Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes preguntas:

1.- Mencione cuáles son los métodos indirectos más usados en la exploración. 2.- Enumere las ventajas de los métodos indirectos. 3.- Enumere las desventajas de los métodos indirectos. 4.- Mencione cuales son los principios de la gravimetría. 5.- Mencione las correcciones que se deben realizar a los datos gravimétricos. 6.- Mencione en qué consisten las mediciones gradiométricas 7.- Diga en qué consiste la magnetometría.

-87Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

MÉTODOS ELECTROMAGNÉTICOS MÉTODOS SÍSMICOS

Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes preguntas:

1.- En qué consiste el método CSEM. 2.- En qué consiste el método magnetotelúrico. 3.- Diga qué tipo de fuentes usa la sismología. 4.- Diga cuál es la diferencia entre la sismología 2D y la 3D. 5.-Mencione en que consiste el procesamiento de datos sísmicos. 6.- Diga cuál es la diferencia entre interpretación sísmica estructural e interpretación sísmica estratigráfica. 7.- Diga en qué consiste el AVO.

-88Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros

GEOFÍSICA DE POZOS

Instrucciones. De acuerdo a los temas vistos conteste las siguientes preguntas:

1.- Diga en qué consisten los estudios VSP. 2.- Mencione cuáles son las aplicaciones más comunes de un estudio VSP. 3.- Mencione las características más importantes de los estudios de tomografía entre pozos.

-89Geología y Geofísica Petrolera para Ingenieros