En esta tercera entrega analizaremos el estudio de análisis de facies sísmicas mediante la interpretación del articulo: "Seismic facies analysis based on 3D multiattribute volume classification, La Palma Field, Maracaibo, Venezuela" el cual traducido al castellano significa: "Análisis de facies sísmicas basado en clasificación de volúmenes multi-atributo en el campo La Palma, Maracaibo, Venezuela." publicado por: Victor Linari, Marcelo Santiago y Carlos Pastore,Tecpetrol, Argentina, Kostia Azbel y Manuel Poupon, Paradigm Geophysical, Houston, Texas, U.S. Los cuales llevaron acabo un estudio con el fin de identificar arenas productivas en el campo la palma mediante diversas técnicas de análisis.
"Análisis de facies sísmicas basado en clasificación de volúmenes multi-atributo en el campo La Palma, Maracaibo, Venezuela."
Autores:
Victor Linari, Marcelo Santiago y Carlos Pastore,Tecpetrol, ArgentinaKostia Azbel y Manuel Poupon , Paradigm Geophysical, Houston, Texas, U.S.
El campo La Palma, se encuentra en la esquina suroeste de la Cuenca de Maracaibo (estado Zulia, Venezuela) aproximadamente a 300 km al sur de la ciudad de Maracaibo, se encuentra en un bloque denominado Unidad Colón (Figura 1). El campo es operado por Tecpetrol (Argentina), que lidera un consorcio de tres compañías petroleras, que también incluye CMS Oil & Gas (EE.UU.) y Coparex (Francia).
Figura 1. Ubicación Geográfica
La Palma fue descubierto en junio de 1999, cuando la exploración de pozos LPT-1X penetro yacimientos oleaginosos dentro de la Formación Mirador (Eoceno) a 8687 pies submarino. La tasa de producción inicial (de 2.000 b / d de petróleo ligero) alentó a Tecpetrol para perforar el pozo LPT-2, que confirmó una significativa cantidad de hidrocarburos en el yacimiento Mirador. En consecuencia, un contratista venezolano (Suelopetrol) disparó 190 kilometros2 de prospección sísmica 3D en el 2000.
La perforación de desarrollo se inició poco después de su finalización, y cinco pozos se encuentra en la cresta de una estructura regional anticlinal norte-sur (Figura 2).
Figura 2.
Este anticlinal es parte de una tendencia estructural mucho más grande que se extiende cerca de 80 km a través de la Unidad Colón. Dentro de esta tendencia, los hidrocarburos se producen a partir de los reservorios del Terciario y Cretácico en varios campos vecinos llamados Rosario al norte y Socuavo al sur.
El objetivo de perforación principal en La Palma es la Formación Mirador, una sucesión de sedimentos fluviales depositados en un ambiente de río trenzado que son conocidos por sus excelentes propiedades de yacimiento. La formación Mirador tiene un miembro superior (Mirador I) y un miembro inferior (Mirador II) separados por un intervalo de esquisto. Mirador I a su vez, se subdivide en dos unidades de producción: la arena Mirador I Superior y la arena Masiva Mirador I. El ambiente de depositación fluvial trenzado domina toda la unidad de arena Masiva Mirador I. Sin embargo, los registros de pozos y análisis básicos indican un aumento progresivo del nivel del mar dentro de las secuencias superiores de la formación de arena masiva Mirador I. Análisis de nucleos describe la arena Mirador como "de mal a bien escogidas, areniscas finas a grano muy grueso" asociados con los canales de la cabecera del delta y márgenes, llanura de inundación fluvial, meandros fluviales y canales trenzados. La porosidad promedio en la arena masiva se estimó en 14,3% y la permeabilidad media a 299 md.
La interpretación de estos ajustes estratigráficos complejos y cambios rápidos de facies en los depósitos de arena masiva se convirtió en la tarea más difícil de la construcción del modelo de yacimiento. La obtención de un conocimiento preciso de la firma sísmica del yacimiento era esencial para la siguiente fase de explotación y/o el desarrollo del campo. La metodología y tecnología que se describe en este documento (llamada, técnica de clasicación de facies sísmicas multi atributos) ayudó a mejorar el modelo geológico del yacimiento de arena masiva Mirador I é identificar nuevos prospectos para ser probado durante los próximos cuatro años de campaña de perforación.
El principal objetivo era integrar los resultados del análisis de atributos sísmicos anterior (AVO, coherencia de impedancia acústica) para mejorar la interpretación estratigráfica y la predicción de fluido para el yacimiento de arena masiva Mirador I. Este objetivo se logró utilizando una técnica de clasificación de facies sísmica multiatributo basado en el programa SeisFacies aplicado a los datos sísmicos 3D del campo La Palma. Este método de clasificación de facies sísmica utiliza varios volúmenes de atributos sísmicos 3D como entrada y genera un solo volumen facies sísmicas 3D.
Análisis de datos de pozo y definición de intervalos para la clasificación de facies sísmicas. El primer paso fue calibrar los datos de pozo con los atributos sísmicos de amplitud disponibles, nombrados amplitud, factor de líquidos y la impedancia. Se generaron varias trazas sintéticas y transversales de las parcelas. El análisis de registros de pozo indicó que los cuatro pozos que penetraron los yacimientos encontraron gruesos (100-200 pies) de arena dentro de la formación de arena masiva Mirador I. Los registros de impedancia no mostraron un cambio notable entre los sedimentos superpuestos y el intervalo de la arena masiva. Sin embargo, para el pozo (LPT-3), la impedancia dentro del intervalo de interés es más alta que los valores de fondo.
Por lo tanto, LPT-3 se utilizó para la calibración. En primer lugar, un registro de sónico sintético de corte se calculó utilizando la regresión de Castagna para la arena húmeda y las lutitas. Entonces, se utilizó la sustitución de fluido Gassmann para reemplazar salmuera por el aceite en la parte superior del intervalo de arena masiva. Los atributos de Impedancia y factor de fluido se generaron sobre la base de este modelado. Figura 3, un analisis de factor de líquido versus un plot de impedancia, muestra que las arenas bituminosas son separables de arenas mojadas y lutitas. Las arenas petrolíferas exhiben un alto factor negativo de líquidos y valores de impedancia moderados. Para las arenas mojadas, el factor de fluido está cerca de cero y la impedancia media es ligeramente más alta que las arenas petrolíferas. Las lutitas muestran un amplio rango de impedancias y factores de fluidos altos que las arenas petrolíferas.
Figura 3.
La calibración de trazas sintéticas a las trazas sísmicas de amplitud revela que la parte superior de la arena masiva Mirador I se caracteriza por un canal justo debajo del pico (a aproximadamente 1,900 ms) correspondiente al horizonte M1 (Figura 2b). La base de la arena corresponde a un pico ancho convirtiendose en un doblete. El espesor del intervalo de arena masiva se estimó como 38 ms en dos vías de tiempo (12-40 ms por debajo del horizonte M1). El horizonte M1 fue elegido como la referencia para definir el intervalo para la clasificación de facies sísmicas. La interpretación estructural del horizonte M1 se realizó utilizando la herramienta Stratimagic waveform propagator tool.
Debido a que la clasificación 3D multiatributo de facies sísmicas se basa en un enfoque de muestra a muestra, es menos sensible a la definición de intervalo que el análisis de forma de traza sísmica.
En general, el intervalo de análisis se puede hacer considerablemente más grande que la zona de depósito real. Incluso es posible clasificar los volúmenes sísmicos dentro de toda la ventana de tiempo. Sin embargo, la cantidad de datos de entrada debe ser optimizado para mejorar el rendimiento y el uso de hardware disponible. Para cubrir una ventana de tiempo más amplia de los datos sísmicos que el espesor del yacimiento estimado (38 ms), el intervalo de análisis se amplió de 20 ms por encima del pico de M1 a 64 m por debajo de ella.
El flujo de trabajo de clasificación de volumenes 3D multiatributo. La técnica de clasificación volumen requiere varios volúmenes de atributos sísmicos 3D como entrada. La salida es un solo volumen clasificación de facies sísmica 3D en el que se les asigna un número de clase facies sísmica y un color para cada muestra sísmica. La suposición es que dos muestras tienen la misma clase de facies si se caracterizan por valores similares en todos los volúmenes de atributos sísmicos de entrada y, por lo tanto, probable que corresponden a un entorno geológico similares. Dos opcionales procesos de zonificación y el análisis de componentes principales (PCA) se puede utilizar para mejorar los resultados de la clasificación. Su uso depende del tipo de datos y el objetivo de la clasificación. La zonificación reduce los datos dividiendo el intervalo de sísmica en zonas más delgadas (o microcapas) y luego la asignación de valores representativos para cada zona. Este proceso también se conoce como bloqueo de sísmica. Los límites de las zonas se determinan en base a una serie de criterios aplicados a uno de los atributos sismicos.
Por ejemplo, los límites de la zona pueden coincidir con los picos y valles del volumen amplitud sísmica o ser colocados en los puntos de inflexión de los rastros de impedancia acústica.
Esta técnica puede ayudar a "sincronizar" atributos sísmicos de entrada, que tienen diferente contenido de frecuencia o se desplazan en el tiempo respecto a la otra. En algunos casos, la "sincronización" de diferentes atributos sísmicos se puede mejorar mediante la definición de intervalos usando horizontes escogidos de forma independiente para cada volumen de atributos sísmicos.
PCA es un procedimiento matemático que encuentra direcciones principales en una data multidimensional y determina el desplazamiento óptimo y la rotación de los datos, de modo que se expresa en esas direcciones principales. Muestras sísmicas de los volúmenes de entrada se proyectan en una parcela multidimensional en el que el número de dimensiones se corresponde con el número de volúmenes de entrada. Entonces, las tendencias de los datos principales (ejes principales) se encuentran en la nube de datos. Las muestras de datos se proyectan en los ejes principales. El resultado de este procedimiento es un conjunto de nuevos volúmenes en 3D con nombre Componentes PCA. Los componentes de la PCA se clasifican de acuerdo a la cantidad de su contribución a la variabilidad de los datos. Los componentes de PCA menos importantes contienen ruido y la información redundante y se eliminan usualmente del siguiente proceso.
La clasificación jerárquica. El motor principal de la clasificación de facies sísmicas multiatributo 3D, es automática y consta de dos pasos. En primer lugar, subconjuntos significativos de los datos de entrada se definen sobre la base de la trama multidimensional. Un representante (también conocido como nodo de clúster) se asigna a cada grupo durante este paso. Los subconjuntos se ordenan de acuerdo con su ubicación en la parcela multidimensional y asigna un número de clase y un color. Entonces, las muestras individuales se asignan a los subconjuntos apropiados basados en la distancia euclidiana. Se han realizado varios ensayos para el intervalo de arenas masivas Mirador I para optimizar los métodos de clasificación y selección de los atributos sísmicos de entrada.Clasificación con zonificación. El principal objetivo de la técnica de la zonificación era "sincronizar" diferentes atributos sísmicos antes de aplicar la clasificación de volumen multiatributo 3D. Después de numerosas pruebas, tres atributos sísmicos fueron seleccionadas como entrada: la amplitud, la impedancia acústica, y el factor de fluido. Además, la fase instantánea fue utilizada para definir los límites de zona (microcapas). Los valores promedio de atributos de entrada se calcularon entonces para cada microcapa.
La salida de zonificación fue procesada utilizando la clasificación jerárquica. Los resultados de esta clasificación se interpretan con base en las parcelas y las técnicas de visualización 3D y calibrados para los datos de pozos .
La figura 4 muestra las proyecciones de la trama 3D utilizado para la clasificación. A la izquierda, el eje x representa la amplitud y el factor de fluido eje y. La parcela derecha tiene la amplitud en el eje x y la impedancia acústica en el eje y.
Figura 4.
Tenga en cuenta que en la parcela izquierda , facies rojas y marrones (elipse negro en la figura 4a) corresponden a muestras con valores negativos altamente anomalos de la amplitud y el factor de fluido.
Sin embargo, en grafico de la amplitud en función de la impedancia acústica, las muestras de color marrón (elipses de color púrpura en la Figura 4b) se caracterizan por una alta impedancia, pero la clase de facies rojas (elipses azules) tiene los valores de impedancia moderados. Sobre la base de esta información y el análisis de registro de pozo, la facies rojas fue interpretada como depósito de arena petrolifera. También se tuvo en cuenta que la clase de facies amarilla está cerca de las facies rojas y en algunas zonas (en la amplitud en función de la impedancia de la parcela), la clase de facies roja y el de facies amarilla se superponen entre sí.
La figura 5 muestra dos inlines en sentido W-E a través del volumen de clasificación de facies sísmica. Una (Figura 5a) pasa cerca de pozo productor LPT- 4 , y la otra (Figura 5b) pasa por el pozo LPT- 3 (yacimiento pobre).
Figura 5.
La calibraciónde las zonas de facies sísmicas a los registros de pozos y el análisis comparativo de parcela (cross-plot), ayudó a estimar litología y el contenido de fluido para el depósito de arena masiva Mirador I.
Por ejemplo, las líneas sísmicas en la Figura 5, diferentes capas de facies se interpretaron como lutitas, arena y arenisca, etc. En todas las secciones sísmicas que se ejecutaron a través de los pozos de producción, una capa relativamente gruesa de facies roja se encuentra cerca de la parte superior del intervalo de arena masiva y una zona de facies amarillas espacialmente limitado se encuentra en la base del intervalo (Figura 5a). Sin embargo, en el pozo húmedo (wet well) (Figura 5b), la zona de facies roja es más delgada y la clase de facies amarilla está ausente.
Horizon slice (cortes transversales) calculados sobre el volumen de facies sísmicas (Figura 6) y las técnicas de visualización 3D (Figura 7b) identificaron una tendencia NE-SW que se caracteriza por las facies de color amarillo en la base del intervalo de arena masiva Mirador I y las facies rojas en la parte superior de la intervalo. Todos los pozos productores han penetrado en esta tendencia de facies, mientras que el pozo húmedo se encuentra fuera de ella. Esta zona de facies NE-SW se interpretó como una barra de arena saturada de petróleo, la cual posiblemente fue depositada en un ambiente costero (Figura 7a). Las horizon slice también revelaron una serie de tendencia de facies NW-SE que exhiben patrones serpenteantes. Estas tendencias fueron interpretadas como canales fluviales o estuarios.
Figura 6. Figura 7.
Clasificación con PCA. Para confirmar los resultados de la clasificación de facies sísmica con zonificación, un nuevo volumen de facies sísmicas 3D se calculó utilizando PCA antes de la clasificación jerárquica. Los atributos seleccionados como entrada eran envolvente de amplitud, impedancia acústica, coherencia, y el factor de fluido. El volumen de envolvente fue elegido en lugar de la amplitud para reducir el efecto de desplazamiento de tiempo entre los atributos de amplitud e impedancia que, en este caso, no fueron compensados por el proceso de zonificación.
El análisis de los resultados del PCA se basaron en valores propios, la contribución y la inercia acumulada. Sólo los primeros tres componentes (de cada cuatro) fueron seleccionados como entrada para la clasificación jerárquica. Estos tres componentes contribuyeron con más del 85% de los datos y contenían información importante acerca de las principales tendencias de los datos. El ruido y los datos redundantes fueron adsorbidos por el cuarto componente. El análisis de PCA también ayudó a entender la relación entre los componentes de la PCA y los atributos de entrada. Por ejemplo, el primer componente PCA pasó a ser los más afectados por la envolvente de amplitud con una contribución menor del factor de fluido. Sin embargo, los cuatro volúmenes de entrada han contribuido a la definición de este componente PCA.
Por lo tanto, es difícil relacionar los resultados de vuelta a la entrada de los atributos usando parcelas cruzadas. La interpretación de los resultados de la clasificación con PCA todavía se puede lograr utilizando la calibración de los datos de pozos y el análisis detallado de los patrones morfológicos en secciones sísmicas verticales, horizontes y rebanadas proporcionales, y vistas en 3D.
Basados en la calibración, una clase facies fue interpretada como un indicador directo de los hidrocarburos (Figura 8). El análisis de la distribución espacial de esta clase de facies sísmica confirmó que se encuentra en su mayoría dentro de la tendencia NE-SW interpretada como un banco de arena, pero también es controlado por el plano estructural. La presencia de canales de NW-SE que cruzan las facies de barras de arena también se confirmó en unas slices de horizonte que se ejecutan a través del volumen de facies PCA. Ambos métodos del análisis de facies sísmica multiatributo, clasificación con la zonación y PCA, sugieren que el elemento estratigráfica juega un papel importante en la distribución del yacimiento. (véase el modelo estratigráfico general, la Figura 7a).
Figura 8.
En base a la predicción de fluidos, la interpretación estratigráfica y estructural, se obtuvo un mayor conocimiento del yacimiento. Este aumento de la fiabilidad de la identificación de áreas posibles, que se basó inicialmente solo en el análisis estructural y de amplitud (véase la comparación entre las slice horizonte a través de la clasificación de volumenes de facies y el volumen de amplitud convencional en la Figura 9). Como resultado, se identificaron nuevas areas prospectivas y se propusieron para perforación.
Figura 9.
Conclusión. La nueva metodología basada en clasificación de facies sísmicas 3D multiatributo habilitó interpretación estratigráfica detallada y la predicción de fluido dentro del depósito de arena masiva Mirador I en el campo La Palma. Los resultados de esta interpretación son generalmente consistentes con los resultados del análisis de forma de traza sísmica anterior realizado para el mismo intervalo. Sin embargo, el uso de múltiples volúmenes de atributos hace los resultados más interpretativos y fiables. El enfoque tridimensional utilizado para esta clasificación permitió además la visualización basada en el volumen 3D y el análisis volumétrico del yacimiento. La interpretación de los volúmenes de facies sísmicas resultaron en la identificación de varias nuevas áreas prospectivas en el intervalo de arena masiva Mirador I que se han propuesto para una campaña de perforación en el 2002.
Este trabajo también dio un análisis comparativo de dos métodos de clasificación volumen multiatributo diferentes; uno incluyó sísmica rastro de bloqueo (zonificación) y el otro utilizó PCA. La resolución alcanzada por estos métodos de clasificación fue diferente. El volumen de facies sísmica calculado utilizando zonificación tenía una resolución vertical inferior y requiere un análisis detallado de todo el complejo de facies sísmicas dentro del intervalo de interpretación para predecir litología y contenido de fluido. Sin embargo, el uso de parcelas cruzadas (cross-plots) hizo la interpretación más fiable. Por otro lado, la técnica de clasificación que incluía PCA mejoró la resolución vertical y se dejó para la predicción directa de hidrocarburos basándose en la calibración de pozos. Esta lo hizo, sin embargo, carecen de la capacidad de relacionar los resultados de la clasificación de facies de nuevo con los atributos sísmicos de entrada e impidió su posterior análisis cuantitativo. La integración de ambos métodos hizo que los resultados fueran más fiables.
