El definir la morfología y facies de un prospecto a partir de datos sísmicos en el contexto de pozos exploratorios no siempre es fácil. La naturaleza de los datos y la distancia que existe entre los datos de pozos dificultan la correlación con los campos semejantes.
Durante el presente estudio se mostró la ventaja que tiene los datos PP de la sísmica multicomponentes contra la Pstm convencional. En la primera podemos observar una estructura correspondiente a un lóbulo alojado en un monoclinal; mientras que, para la segunda el dato tiene menor definición y no permite ver la geometría del lóbulo.
La meta del estudio fue determinar prospectos con mayor potencial, la cual se logra calibrando la respuesta de las areniscas saturadas de aceite en pozos.
Asimismo, se buscó determinar su relación con el prospecto a través de la metodología de interpretación y procesamiento de datos sísmicos (Inversión sísmica simultánea); con el propósito de discriminar la distribución espacial de un yacimiento del Mioceno Superior y su correlación con el prospecto.
Durante el estudio también se definió la geometría de las facies de canales y lóbulos a partir de capas delgadas.
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Para definir el modelo geológico (facies sedimentarias) utilizando la sísmica y los datos de pozos (registros) es fundamental y la base para tener mayor certidumbre. Al aplicar procesos especiales que permitan conocer los cambios en la litología y el contenido de fluidos lograr ver la morfología del subsuelo.
Del mismo modo, el empleo de datos sísmicos multicomponentes tiene ventaja sobre los datos convencionales como lo vamos a mostrar en este trabajo.
A partir de un simple time-slice se logró definir una estructura asociada a facies de canal y lóbulos; las cuales se correlacionan con las facies de un campo productor de aceite donde las areniscas impregnadas son correlacionadas con las facies del prospecto.
Se analizó la anomalía que define a un lóbulo, la cual corresponde a un flat spot. Esta estructura se originó debido a la evacuación de los cuerpos de evaporitas conformando minicuencas y en este caso un monoclinal. La anomalía está alojada en el casquete del monoclinal y presenta cierre natural.
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El desarrollo de este trabajo mostró las ventajas que se presentan al utilizar datos sísmicos PP. Logramos mayor resolución lateral podemos definir mejor la morfología de las estructuras en el subsuelo (características geológicas) con ayuda de capas delgadas.
Al realizar los procesos especiales con estos datos de multicomponentes tuvimos como resultado una representación adecuada de las facies sedimentarias; areniscas lóbulos y canales asociadas e impregnados de aceite como lo indican los pozos de correlación logrando un mayor significado geológico.
Sin embargo, con el dato sísmico Pstm convencional no vemos una anomalía con mayor potencial como ocurre con el dato sísmico PP. Cabe destacar que el producto de PS se determinó no ser concluyente ya que presentó varias irregularidades en el procesamiento.
El ingeniero Daniel Silva Pérez de Pemex presentó el trabajo técnico en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
