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abril 18, 2021
Oil & Gas

Análisis estructural y modelización 3D

análisis estructural y modelización 3D de un yacimiento naturalmente fracturado en el sur del Golfo de México

El estudio abordó el análisis estructural y modelización 3D de un yacimiento naturalmente fracturado en el sur del Golfo de México.

Los carbonatos fracturados representan más del 85% de la producción de hidrocarburos en México. Un gran número de los campos productores se encuentran en la Cuenca de Campeche dentro de los carbonatos del Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico.

En este estudio, utilizamos núcleos, secciones delgadas, registros de imágenes, petrofísica y datos sísmicos 3D para mapear las fracturas dentro de un marco estructural y estratigráfico.

La interpretación estructural del volumen de datos sísmicos 3D migrados en profundidad revela dos estructuras de interés, denominadas «A» y «B». Cartografiamos el Cretácico Superior, el Kimmeridgiano del Jurásico Superior, el tope y la base de la sal autóctona.

Estos mapas, junto con secciones transversales verticales para representar la geometría de las dos estructuras, proporcionaron una estimación de la edad de los eventos de deformación.

Durante el estudio, el análisis integrado de fracturas mostró los conjuntos de fracturas abiertas, siendo la tendencia preferente NE-SW. Utilizamos este modelo estructural y el volumen de impedancia de ondas para propagar las propiedades petrofísicas de la formación cretácica.

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La zona de estudio tiene una historia estructural compleja y se vio afectada por cuatro grandes episodios de deformación. Extensión gravitacional del Jurásico (1) superior al Cretácico tardío, formando roll-overs en la estructura A y almohadillas de sal en la estructura B; (2) compresión del Eoceno-Oligoceno; y (3) compresión del Mioceno medio-principios del Plioceno, ambas formando pliegues de desprendimiento con fallas, y (4) extensión del Mioceno tardío al reciente.

Durante el estudio, la extensión durante el episodio 1 y la compresión durante los episodios 2 y 3 fueron críticas para la formación de trampas estructurales y estratigráficas; aplicando el análisis integraL de fracturas al Cretácico, encontramos que las tendencias de las fracturas abiertas son transversales y longitudinales a las estructuras.

El conjunto transversal de fracturas tiene la mejor conductividad y es paralelo a la tensión de compresión horizontal máxima actual. La distribución petrofísica en 3D indica una buena correlación entre la porosidad, la permeabilidad y la impedancia P, realzando las zonas fracturadas más productivas.

En el estudio la interpretación de la geometría estructural, las orientaciones de las fallas y la distribución de las fracturas relacionadas; se llevó a cabo en dos estructuras (A y B) en la Provincia Salina del Golfo Sur (SGSP) en la Bahía de Campeche, México.

Las estructuras, en tanto, tienen una historia estructural compleja y experimentaron afectaciones por cuatro grandes episodios de deformación:

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La extensión gravitacional del Jurásico superior (1), a principios del Cretáceo, D1, que formó roll-overs en la estructura «A» y almohadillas de sal en la estructura «B»; (2) la compresión del Eoceno-Oligoceno (D2), seguida de (3) la compresión del Mioceno medio-superior (D3), ambas resultando en la formación de pliegues de desprendimiento con fallas; y (4) la extensión del Mioceno tardío a reciente (D4).

Se aplicó el análisis de fracturas a los yacimientos del Cretácico. Se integraron núcleos, secciones delgadas y datos de registro de imágenes.  Según las mediciones de las fracturas, el Cretácico Medio presentó la mayor densidad de fracturas.

Las tendencias de las fracturas abiertas fueron transversales y longitudinales a las estructuras «A» y «B». Las dos direcciones abiertas se formaron debido a la extensión durante los episodios compresivos D2 y D3.

El conjunto de fracturas transversales tiene la mejor conductividad en el área de estudio. Estos conjuntos de fracturas abiertas son paralelos a algunas de las fallas normales del Terciario (D4), y al esfuerzo de compresión horizontal máximo actual; lo que sugiere que esta tendencia de fractura posee la mejor probabilidad de estar abierta.

Los ingenieros Laura Beatriz Sánchez Flores, Shankar Mitra; Rolando H. Peterson R y Kurt J. Marfurt presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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