Durante el presente estudio se abordó la calibración de atributos sísmicos a partir del análisis secuencial para la distribución de la porosidad.
El presente trabajo de investigación mostró el aporte que la geología y geofísica tienen más allá de un flujo de trabajo tradicional. Del mismo modo, el estudio ofreció resultados cuando se tiene una limitada cantidad de información del área de interés haciendo posible la caracterización inicial de yacimientos.
La metodología, en tanto, que se propone para lograr la calibración de atributos sísmicos está basada en el análisis de estratigrafía secuencial; un análisis multivariable para proponer un modelo de electrofacies; un análisis de factibilidad para saber que atributo está respondiendo los yacimientos potenciales y la correlación pozo versus sísmica.
Los beneficios obtenidos al aplicar la metodología propuesta incluyen el delimitar la mejor área prospectiva, proponer un modelo de electrofacies; obtener un coeficiente de correlación con los atributos sísmicos que junto con un mapa de tendencias puedan guiar la distribución de porosidad.
Sin embargo, la falta de datos y la confidencialidad de los mismos son retos importantes en esta clase de proyectos; principalmente, si se desea realizar una aproximación probabilística cuyo objetivo final es cuantificar los recursos de Hidrocarburos.
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Durante el estudio quedó de manifiesto que el uso y la inclusión de atributos sísmicos calibrados reduce la incertidumbre en dichos cálculos.
Es importante señalar que se puede tener una perspectiva 3D del yacimiento con ayuda de los flujos de trabajo de interpretación geofísica más allá de la conversión a profundidad. Los atributos sísmicos calibrados sustentados por un análisis de factibilidad y un modelo regresión multivariable son de gran apoyo para mostrar las variaciones.
El presente trabajo se realizó con el software Petrel y se utilizaron los resultados previos de los siguientes flujos de trabajo. Calibración sísmica-pozo, análisis de secuencias estratigráficas en pozo, interpretación sísmica de la cima, modelado geoestadístico 3D, modelo petrofísico, cálculos volumétricos y análisis de incertidumbre.
La metodología propuesta está incluida dentro del flujo de la caracterización inicial de yacimientos, donde el objetivo es obtener cálculos volumétricos. Este tema fue descrito detalladamente en la tesis Téllez Castro, D. 2017, la cual se encuentra como referencia principal del presente trabajo.
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De acuerdo con el estudio, la metodología fomentó la integración de los atributos sísmicos calibrados dentro de la Geoestadística. Como datos de entrada para dar sustento a la dirección de aporte de los sedimentos (azimut) y generar mapas de tendencias para la distribución de propiedades en especial de la porosidad y las facies.
El modelo geológico fue propuesto en base a la interpretación de estratigrafía secuencial y un análisis multivariable que dieron como resultado un modelo de electrofacies. La calibración de los atributos sísmicos sustentó el modelo geológico propuesto.
Asimismo, con el análisis de factibilidad entre los registros geofísicos contra la traza sísmica extraída en la posición del pozo. Se logró calibrar la información de los atributos sísmicos con los registros geofísicos.
En conclusión, con la aplicación de la metodología se logró seleccionar los atributos adecuados para la interpretación sísmica; se delimitó el área prospectiva en ambos yacimientos y se guió la distribución de la porosidad en función a un mapa de tendencia.
Los ingenieros Dulce María Téllez Castro, Rocío Negrete Cadena y Moisés Huicochea Campos presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
