El texto técnico abordó la identificación de zonas prospectivas en yacimientos naturalmente fracturados utilizando atributos especiales y redes neuronales.
El área de Pánuco es productora en los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados de las Formaciones Agua Nueva y San Felipe del Cretácico Superior. Estos se formaron cuando la cuenca Tampico Misantla de margen pasiva evolucionó a una cuenca de antepaís en el Paleógeno. La cual reactivó las fallas normales producidas por la apertura del Golfo de México en la edad del Jurásico. Generado fracturamiento de manera paralela principalmente en los flancos de los anticlinales, creando porosidad secundaria.
El yacimiento Agua Nueva-San Felipe está conformado por un mudstone, cuya porosidad primaria es nula y la porosidad efectiva es en función del fracturamiento. Respecto a la información sísmica en la zona de interés, se tiene una baja relación señalruido, derivado de las fracturas que en conjunto contribuyen a la dispersión de la energía sísmica. Para mejorar la imagen se utilizaron los filtros orientados a estructura, incrementando la definición de las fallas y continuidad de los reflectores.
Posteriormente se calcularon atributos texturales direccionales dando una medición cualitativa de las zonas con mayor anisotropía y por conclusión de mayor densidad de fracturas. Existe una relación entre la cantidad de fallas y la densidad de fracturas, por lo que se utilizó un flujo de auto interpretación de fallas para calcular un atributo de densidad de fracturas. Ambos atributos tienen tendencias similares, utilizando redes neuronales se calculó un mapa auto organizado que engloba ambos atributos.
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Esta metodología de trabajo permitió definir los patrones de fracturamiento y dar soporte a una cartera de localizaciones jerarquizadas en función del riesgo.
El área de estudio Pánuco se ubica geográficamente en la Planicie Costera del Golfo de México, en la cuenca Tampico Misantla. La cuenca Tampico Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México en el Jurásico.
El yacimiento, se encuentra en la cima de la Formación Agua Nueva y base de la Formación San Felipe. Está conformado por calizas color gris claro y café, arcillosa con capas de lutita laminar. Adicionalmente, interestratificada con capas de lutita laminar de color negro con aislados nódulos de pedernal gris obscuro, cuya porosidad efectiva está relacionada con el fracturamiento.
Conclusiones
El origen de las fracturas en el campo se debió a la reactivación de las fallas normales ocurrida en el paleoceno por el desplazamiento de la sierra madre oriental. La porosidad en estos tipos de yacimientos depende directamente de la densidad de fracturas. Para mejorar los resultados de los atributos sísmicos en el cubo sísmico con alto nivel de ruido, es necesario utilizar filtros orientados a objetos. Los cuales mejoran la continuidad de los reflectores sísmicos y la definición de las fallas.
Los resultados de los atributos texturales direccionales tienen una buena correlación con la producción acumulada de los pozos, mostrando zonas prospectivas. Con el atributo densidad de fractura, reforzo y complemento la tendencia de las fracturas observadas por los atributos texturales direccionales. Dando mayor certidumbre a las zonas prospectivas visualizadas.
Utilizando las redes neuronales se pudieron conjuntar las tendencias no lineales de ambos atributos, en un mapa auto organizado (MAO), discriminando mejor las zonas fracturadas relacionadas con la producción. Con el mapa auto organizado “densidad de fracturas” se propago la propiedad porosidad efectiva pudiendo soportar y jerarquizar 50 localizaciones propuestas.
Los Ingenieros Diego Armando Lechuga Medina, Oscar Guadalupe Pineyro Argüelles, Ave Lucía Ochoa Bocanegra y Juan Carlos Cerda Covarrubias presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
