La inversión sísmica pre-apilada como soporte para desarrollo de campos: Carbonatos Kimeridgiano del Sureste Golfo México.
El presente trabajo se desarrolló en el campo O, localizado en aguas territoriales del Golfo de México descubierto en el año 2006. Es productor comercial para los yacimientos Cretácico (BKS) y Jurásico Superior Kimeridgiano (JSK).
De acuerdo datos oficiales, el campo inició su explotación en el año 2013, donde actualmente cuenta con 8 pozos productores en el yacimiento JSK. El plan de desarrollo a mediano plazo se enfocó en la propuesta de crear 3 localizaciones más a dicho nivel.
Asimismo, el objetivo fue tener el soporte técnico en la caracterización estática del yacimiento JSK para definir las mejores zonas con calidad de roca almacén. Se buscó reducir el riesgo geológico durante el desarrollo del campo y se llevó a cabo una inversión sísmica.
En tanto, la metodología partió desde acondicionar el dato sísmico pre-apilado (gathers) e información de registros geofísicos: velocidad onda P, velocidad onda S y densidad. La finalidad fue calcular los parámetros elásticos y correlacionarlos con las propiedades petrofísicas de cada pozo para el yacimiento JSK.
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El análisis por sustitución de fluidos (caso 100% agua) mostró un desplazamiento tenue en la curva Impedancia; mientras que Rhob tuvo un mayor desplazamiento en las zonas con mayor porosidad, esto demuestra que la sensibilidad al fluido está en función de la porosidad.
Del mismo modo, el modelo de fondo aportó el componente de baja frecuencia ausente en la traza sísmica. Actuó como una condición de contorno para los volúmenes elásticos estimados.
Como resultado los parámetros elásticos Impedancia p (Ip), Lambda-Rho (λρ) y Mu-Rho (μρ) lograron ser los más representativos con la porosidad total.
Las propiedades elásticas al ser calculadas y correlacionadas con las propiedades petrofísicas del yacimiento, permitieron demostrar que Impedancia P (Ip); Impedancia S (Is), Lambda*Rho (λρ) y Mu*Rho (μρ) correlacionan con los valores altos de porosidad total relacionada a calidad de roca almacén.
Durante el estudio se comprobó a partir de la nube de muestras que las propiedades elásticas tienen un comportamiento inverso en presencia de zonas con altas o bajas porosidades respectivamente.
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Concluyendo que la porosidad es la propiedad petrofísica fundamental que controla las respuestas elásticas y la inversión sísmica.
Sin embargo, en relación a la parte de sustitución de fluidos con el caso de 100% agua; se mostró que los registros de velocidad p (Vp) y densidad (Rhob) tuvieron una variación al cambiar el tipo de fluido.
En tanto, para Rhob, tuvo el mayor desplazamiento en las zonas con altas porosidades por lo que la sensibilidad al fluido está en función de la porosidad. Este comportamiento es característico en carbonatos, es decir, a mayor porosidad, mayor sensibilidad al fluido (Porosidad Promedio 10-13% a nivel de la subunidad JSK-E1).
La particularidad de este tipo de trabajo es la susceptibilidad que el intérprete puede dar a los resultados finales y es, debido a esto; es fundamental la participación de cada especialista de área, que permita la fusión de ideas y el soporte técnico para lograr obtener una interpretación de resultados representativos.
Los ingenieros Jerami Sampayo Guerrero, Rómulo Guédez Chacón y Stephany del Carmen Mar López presentaron el trabajo en la edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
