El estudio abordó el Modelo 3D del sistema petrolero, Salina del Istmo: Un enfoque regional en un área geológicamente compleja.
Una combinación de alta complejidad estructural, tectónica salina y cambios variables en los campos de tensión; hace que el Golfo de México sea un escenario difícil para evaluar la evolución del sistema petrolero.
Basándose en estudios anteriores de la evolución tectonoestratigráfica, en restauraciones estructurales regionales y en el modelado de sistemas petrolíferos en 2D; se construyó un nuevo modelo de sistema petrolífero regional en 3D para la cuenca de Salina del Istmo, en el sur del Golfo de México.
El marco estructural del modelo se obtuvo utilizando una metodología de perforación de sal en un programa informático comercial de modelización de sistemas petrolíferos; en el que las facies sedimentarias depositadas originalmente se sustituyeron posteriormente por sal en diferentes momentos geológicos.
La madurez de las rocas fuente de la Tithonia en la zona aumentó hacia el oeste (variando de inmaduras a propensas a los gases). Se presentaron dos escenarios alternativos de movimiento de sales, a saber.
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El emplazamiento más joven se caracterizó por una mayor madurez actual, principalmente en las zonas con mayor presencia de sal alóctona.
Debido a las incertidumbres inherentes a las velocidades sísmicas utilizadas para la obtención de imágenes de profundidad y la calibración de la interpretación sísmica; se consideró también como análisis de sensibilidad para la madurez una ventana de profundidad de 1,000 metros para la roca fuente de Tithonia.
Se incluyó varias rocas reservorio en diferentes niveles estratigráficos que se compensaron con fallas de inmersión pronunciadas en algunas áreas del modelo.
El análisis del modelo de migración tridimensional sugiere una carga a diferentes niveles del reservorio; que se influenció por las propiedades de las fallas y el tiempo en algunas áreas.
El uso de modelos tridimensionales del sistema petrolífero proporciona una forma relativamente rápida y eficiente de predecir la madurez de la roca madre; el tipo de fluido esperado y otras características destacadas del sistema petrolífero en esta cuenca fronteriza, estructuralmente muy compleja y dominada por la sal.
Los ingenieros Sebastián Villarroel, Edgar Galvan, Liubov Mulisheva, Sylvia Centanni, Mohamed El-Toukhy, Jonathan Hernandez, Kevin Lyons, Maxim Mikhaltsev, Clara Rodriguez; Fred Snyder y Raul Ysaccis presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.
