El estudio técnico abordó la física de rocas considerando la relación de aspecto de poros aplicada en un yacimiento naturalmente fracturado.
La aplicación de física de rocas en yacimientos de carbonatos naturalmente fracturados presenta la dificultad de la complejidad del sistema poroso (matriz y fracturas). Así como el de la mineralogía y facies.
El presente trabajo muestra un caso de estudio de un yacimiento compuesto por carbonatos parcialmente dolomitizados naturalmente fracturados. Considerando la relación de aspecto de los poros para discretizar las fracturas. Además de presentar la complejidad de un cambio de facies definida por un pozo delimitador, se aplicó física de rocas para definir los cambios verticales y laterales de propiedades físicas en el yacimiento. Así como identificar zonas de mayor potencial productor en el yacimiento.
Como insumo principal se realizó la petrofísica avanzada de pozos utilizando toda la información disponible de núcleos y muestras de canal, registros básicos y especiales. Éstos últimos principalmente el registro de imágenes para discretizar las zonas con fracturas abiertas. Así como el registro sónico dipolar necesario para los cálculos de las propiedades elásticas. También se incluyó información de los fluidos obtenidos de análisis PVT a condiciones del yacimiento.
Igualmente, el presente trabajo demuestra que es posible discretizar fluidos y litología a nivel de pozo en carbonatos fracturados. Mediante la aplicación de conceptos de física de rocas, con el objetivo de definir cambios laterales de facies que permitan reducir la incertidumbre de la estimación en el volumen original. Así como definir separabilidad de litología y fluidos a escala de registros geofísicos que posteriormente se puedan escalar a nivel del yacimiento mediante la sísmica.
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Geología Regional: Padilla y Sanchez (2007) describe la evolución geológica del sureste de México iniciando con la apertura de este. Así como la fragmentación y dispersión de la Pangea.
La sedimentación en esta depresión empieza con el depósito de lechos rojos continentales durante el Triásico Tardío y el Jurásico Temprano. Después de lo cual, durante el Calloviano, se produce una invasión por aguas marinas provenientes del Pacífico que cubren una extensa zona con poca circulación. Poco tirante de agua y alta evaporación, condiciones que favorecen el depósito de grandes volúmenes de sal en la zona central de la cuenca.
Desde el Jurásico Tardío hasta el Cretácico Tardío la sedimentación estuvo dominada por carbonatos. Cambiando a clásticos a principios del Paleógeno a causa de la Orogenia Laramide, evento tectónico que formó la Sierra Madre Oriental.
Durante el resto del Paleógeno la sedimentación clástica se fue alojando en grandes depocentros formados en el antepaís de la Sierra Madre Oriental. Igualmente, en las porciones sur y suroccidental del Golfo de México, en donde el Macizo de Chiapas aportó un gran volumen de sedimentos. Mientras que sobre el Bloque Yucatán continuaba el depósito de carbonatos de plataforma somera.
En el Mioceno medio, durante el Serravaliano, la compresión derivada del movimiento lateral del Bloque Chortis y de la subducción de la Placa de Cocos. Contra la terminación meridional de la Placa de Norteamérica, formó los pliegues y fallas de la cadena de Chiapas-Reforma-Akal sobre un décollement al nivel de la sal calloviana. Posteriormente estas estructuras se bascularon hacia el NNW cuando la sal se movilizó hacia el norte.
El cambio de posición de la masa de sal generó nuevos depocentros y minicuencas, controlados por fallas con vergencia. Las cuales, apuntan hacia las partes más profundas del Golfo de México y por fallas antitéticas regionales, que limitan las Cuencas del Sureste.
El movimiento gravitacional de los depósitos cenozoicos causó finalmente inversión tectónica en las cuencas neógenas, siendo esta más evidente en la Cuenca de Macuspana.
Conclusiones
El uso combinado del modelo Greenberg-Castagna para DTs, y Key Xu para el Dry Frame, permitió realizar el modelado de física de rocas por facies. Usando los detalles geométricos (relación de aspecto de poros), para diferenciar fluidos y litología en el área de estudio.
A partir de los resultados del grafico de factibilidad se lograron identificar cinco facies a partir del modelado de física de rocas. Aceite alta probabilidad (1), Aceite baja probabilidad (2), Dolomía con agua (3), Caliza con agua (4) y Caliza dolomitizada con agua (5).
Se realizó la calibración de las áreas en el grafico cruzado de Impedancia acústica (Aic) vs Relación VpVs a escala de registro. Tomando en cuenta las facies de física de rocas.
Adicionalmente, se realizó análisis de factibilidad sísmica a 25 Hz (frecuencia máxima). Observándose que cuando la suma de los espesores cercanos es mayor a 50 m, siendo posible diferenciar las zonas impregnadas de las zonas con agua.
Al utilizar la impedancia P definida en los pozos, se logró identificar a escala sísmica el cambio de propiedades petrofísicas derivado del cambio litológico.
Los Ingenieros Julián Javier González Morales, Jorge Antonio Pulido Ruiz y Oliver Guillermo Pasquel presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
