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VI CONGRESO CUBANO DE GEOFÍSICA (GEOFISICA´2011)
Geofísica Aplicada
GEF2-P9
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD AVO CON DATOS DE POZO
Analia Cragno Magnani, Johndelcy Guzmán Márquez, Anny Lara Guzmán y Yilmar
Solano Vesga
Petróleos de Venezuela S.A., Venezuela, 6023.
RESUMEN
El área de Anaco, conocida por su potencial gasífero, resulta ser una zona apropiada para la aplicación de la
técnica Variación de Amplitud vs Offset (AVO) en la detección de anomalías de amplitud sísmica asociadas a
acumulaciones de gas, llamados “puntos brillantes” o “bright spots”.
Cuando hablamos de AVO, generalmente se piensa en las posibilidades de realizarlo o no, con los datos
sísmicos disponibles. Sin embargo existe un robusto trabajo previo con la información de pozo que puede
elaborarse para observar el comportamiento de las propiedades elásticas en las rocas, para luego identificar la
misma respuesta en los datos sísmicos.
En este trabajo se realiza el estudio de factibilidad para un grupo de pozos ubicado en el área de Anaco. Para
esto se calculan propiedades elásticas con las tripletas de datos originales del pozo (Vp, Vs y RHO). Se
generan gráficos cruzados de las propiedades calculadas para lograr discriminar entre los distintos grupos
litológicos y fluidos contenidos en la roca.
Finalmente, se calculan los dos términos de la aproximación de Aki-Richard; Gradiente e Intercepto, y las
series de reflectividad para ángulos de incidencia hasta 35 grados, generando así un gather sintético en el que
se puede apreciar el efecto de AVO.
Con estos pasos previos se logró caracterizar el yacimiento desde el punto de vista de propiedades elásticas de
la roca (Vp Vs y Densidad) considerando la composición litológica y el fluido contenido en esta.
ABSTRACT
Anaco area, known for its gas potential, is an appropriate zone for the application of AVO technique in the
detection of seismic amplitude anomalies associated to gas accumulations, commonly called bright spots.
When discussing about AVO, generally it is thought in the possibilities to perform it or not with available seismic
data. Nevertheless, there is a previous development study with the well data to observe the behavior of the
elastic properties in the rocks and then identifying the response in the seismic data.
In this paper, the feasibility study is performed for a well group localized in Anaco area. Elastic properties are
calculated with the original triplets well data (Vp, Vs, y RHO). Crossplots are generated from the calculated
properties to achieve discrimination between different lithologic groups and fluid inside the pore space.
Finally, the two terms of Aki-Richard approximation are calculated, Intercept and Gradient, and the reflexivity’s
series for incident angle to 35 degrees , generating a synthetic gather where it is possible to highlight the AVO
effects.
With these preliminary steps, characterizing the reservoir was achieved from the point of view of elastic
properties of the rock (Vp Vs and density), considering the lithological composition and the fluid in it.
INTRODUCCIÓN
En el presente trabajo se describe la metodología utilizada para realizar un Estudio de Factibilidad
AVO.
Las propiedades elásticas Vp, Vs y Densidad permiten calcular atributos como LamdaRho, MuRho,
Relación Vp/Vs, Impedancia Acústica e Impedancia Elástica, que pueden facilitar la caracterización
de un yacimiento. Con la finalidad de encontrar combinaciones, de estos atributos calculados, que
permitieran discriminar entre las diferentes litologías presentes se realizaron gráficos cruzados entre
estos, observándose claramente separación de los datos correspondientes a cada litología existente
en el pozo utilizado como referencia para el estudio.
CUARTA CONVENCIÓN CUBANA DE CIENCIAS DE LA TIERRA, GEOCIENCIAS´2011.
Memorias en CD-Rom, La Habana, 4 al 8 de abril de 2011. ISBN 978-959-7117-30-8
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Con el modelado por Sustitución de Fluidos (FRM) se modelo el comportamiento de las propiedades
Vp, Vs y Densidad ante la presencia de diferentes fluidos que pudieran estar contenidos en la roca e,
igualmente, se realizaron gráficos cruzados que permitieran observar estas diferencias en el
contenido fluido.
Por último, y para probar la factibilidad en los datos sísmicos, se utilizaron los dos términos de la
aproximación de Aki Richard (1980); Intercepto (Ro) y Gradiente (G), calculados a partir de modelos
realizados con datos reales de pozo de Vp, Vs y Densidad, de arenas con gas, arenas con agua y
arcillas. Nuevamente se realiza gráfico cruzado donde es evidente la separación entre los contactos,
modelando de esta manera la posible respuesta asociada a cambios litológicos y/o fluidos.
METODOLOGÍA
Información disponible: El área de estudio se ubica en la Región Oriental de Venezuela,
específicamente en el Centro – Oeste del Estado Anzoátegui, al Suroeste de la población de Anaco.
Cuenta con aproximadamente xx km2 de datos sísmicos 3D disponibles.
Figura 1: Mapa referencial con ubicación del área.
Se seleccionaron los pozos que contaran con Sónico dipolar y registro de densidad en la zona de
interés que está limitada por las secuencias Smt1 (tope de Oligoceno) – Smm1 (Mioceno medio).
Finalmente se contabilizaron 7 pozos que cumplían con la información requerida. Partiendo del
análisis petrofísico de cada pozo, se seleccionaron arenas con saturaciones de agua< 50% y Vsh<
50%.
Cálculo de Atributos a partir de Vp, Vs, RHO;
Discriminación de Litologías: se calculó para cada pozo diversos atributos tales como: Relación de
Poisson, LamdaRHO, MhuRHO, Impedancias P y Elástica, Vp/Vs, etc.
Posteriormente, se realizaron gráficos cruzados entre las diferentes propiedades para determinar cual
combinación producía una separación evidente entre las diferentes litologías. En la Figura 2 se
muestra un gráfico cruzado donde se puede observar una clara discriminación entre arenas y arcillas.
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Pozo 4
7000’ – 7200’
Figura 2: Gráfico cruzado de Vs vs Relación de Poisson, coloreado con Volumen de Arcilla (Vcl).
Modelado por Sustitución de Fluidos:
Como siguiente paso es necesario identificar que propiedad pudiera discriminar entre los diferentes
fluidos contenidos en las rocas. Para esto se realizó la Sustitución de fluidos en arenas que se
consideraron saturadas con más de 50% de HC.
Modelo Inicial
La arena utilizada en este ejemplo tiene una saturación inicial de agua aproximada a 65% (Sg=35%).
El gráfico cruzado inicial (Figura 3) entre Lambda-Rho y Vp (color = Vsh) muestra dos agrupaciones
de datos claramente identificadas: los primeros, se agrupan en lo que pudiera llamarse Tendencia de
fondo (ovalo morado) y los segundos, se agrupan en lo que se interpretó por petrofísica como arenas
con presencia de gas (Sg=35%; zona azul o Zona de Gas)
Modelo
inicial:
Sw= 65%
Sg= 35%
Figura 3: Gráfico Cruzado entre Lambda-Rho y Vp (color = Vsh). Modelo Inicial
Modelo Final
Mediante la sustitución del fluido, la saturación de agua contenida en la roca se lleva de 65% a 100%
(Sg=0%).
Al observar el gráfico cruzado resultante de la sustitución (Figura 4) se observa como los datos que
anteriormente se agrupaban en la Zona de Gas se han desplazado, acercándose hacia la zona de
Tendencia de fondo.
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Figura 4: Gráfico Cruzado entre Lambda-Rho y Vp (color = Vsh). Modelo Final
Cálculo de Atributos sísmicos; Intercepto (Ro) y Gradiente (G)
Una vez comprobado que es posible identificar litologías y fluidos utilizando las propiedades elásticas
Vp, Vs y Densidad, se procedió a calcular Intercepto (A) y Gradiente (B) utilizando la aproximación:
Aproximación de
Aki-Richard
La ecuación de Aki-Richard permite calcular la serie de reflectividad para determinado ángulo de incidencia.
Donde:
Método estadístico de Montecarlo
La reflexión o transmisión de la onda ocurre en las interfases existentes entre dos medios con
propiedades elásticas diferentes. Entonces, para calcular Gradiente e Intercepto es necesario reproducir
estas interfases o contactos entre medios y caracterizarlos con la Tripleta de propiedades elásticas; Vp,
Vs y Densidad.
En este caso se consideraron 3 tipos de contacto Lutita/Arena con Agua, Lutita/Arena con Gas y
Lutita/Lutita. (Figura 5)
Para esto es necesario tener las tripletas de Arena con Agua, Arena con gas y Lutitas, ya que Gradiente
e Intercepto se calculan en los contactos de diferentes medios, en este caso se simularon 3 tipos de
contacto Lutita/Arena con Agua, Lutita/Arena con Gas y Lutita/Lutita.
Lutita: Vp1,
Vs1, r1
A_agua: Vp2,
Vs2, r2
Lutita: Vp1,
Vs1, r1
A_gas: Vp2,
Vs2, r2
Lutita: Vp1,
Vs1, r1
Lutita: Vp2,
Vs2, r2
Figura 5: Ejemplo de modelos de contactos utilizados
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Considerando que los valores de Vp, Vs y Densidad de los grupos litológicos identificados en el pozo
son una muestra representativa del yacimiento, es posible generar valores de éstas propiedades
elásticas haciendo uso de la simulación de Montecarlo correlacionada para cada grupo, a fin de
remarcar la tendencia de cada contacto.
Se dice que la simulación es correlacionada porque Vp, Vs y Densidad no son propiedades
independientes. Por lo tanto, se calcularon relaciones lineales entre ellas que permitan garantizar la
relación intrínsica existente y así reproducir muestras que describan apropiadamente el comportamiento
de la roca con el fluido contenido en ella.
Conociendo la distribución que representa a una de las propiedades elásticas para un grupo
determinado, se generan múltiples valores de forma aleatoria (Simulación de Montecarlo; Figura 6), para
luego calcular las otras dos propiedades elásticas utilizando las relaciones lineales determinadas
anteriormente.
En este caso la velocidad de onda compresional (Vp) fue la propiedad seleccionada para generar
múltiples valores de ella.
Histograma de Distribución
para Vp original
Función de Distribución
Acumulada (FDA) Vp original
Función de Distribución
Acumulada (FDA) Vp calculado
(A)
(B)
(C)
Figura 6: histograma de los valores de Vp provenientes del pozo (A), su función de distribución acumulada (FDA)
(B) y la función de distribución acumulada (FDA)para los datos modelados (C).
Atributos sísmicos; Intercepto (Ro) y Gradiente (G); datos originales y datos simulados
Abajo, la Figura 7 muestra el resultado de la simulación para la arena del Pozo 4, donde claramente se
pueden diferenciar 3 grupos de datos, los que corresponden a los tres tipos de contactos simulados,
esto refuerza la teoría que los Atributos AVO permiten discriminar entre litologías y fluidos.
Datos
originales
Datos
modelados
Figura 7: Gráficos de Intercepto vs Gradiente para los datos originales del pozo (derecha) y para los datos
provenientes de la simulación estadística (izquierda).
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Gather sintético; arena del Pozo 4
Usando la ecuación de Aki-Richard se calcula la serie de reflectividad para diferentes ángulos de
incidencia, desde 0 hasta 35 grados, logrando modelar un Gather sintético (Figura 8; derecha). Los
valores utilizados para resolver la ecuación son velocidades de onda P, S, y Densidad de los registros
de pozo.
Nótese como las amplitudes del evento aumentan con el ángulo de incidencia. Para ver el efecto del
cambio de amplitudes de forma cuantitativa, se muestra un gráfico del cambio de reflectividad con el
ángulo de incidencia (Figura 8; izquierda).
Gather Lutita - Arena con gas
20
time
40
60
80
100
120
2
4
6
8
10
distance
12
14
16
Figura 8: CDP gather sintético generado a partir de los registros del pozo (derecha) y Curva del cambio de
reflectividad teórica respecto al ángulo de incidencia (izquierda).
CONCLUSIONES
Con la metodología expuesta se logró caracterizar el yacimiento desde el punto de vista de propiedades
elásticas de la roca (Vp, Vs y Densidad) ya que las mismas respondieron satisfactoriamente a los
cambios litológicos y al fluido contenido en el espacio poroso de la roca.
Conociendo que los datos sísmicos son gobernados por Vp, Vs y Densidad, podemos extrapolar los
cálculos al cubo sísmico disponible, en el área, para identificar con cierto grado de certidumbre las
diferentes zonas de interés.
A
m
p
l
i
t
u
d
Figura 9: Ejemplo de anomalía AVO en gather de datos sísmicos alrededor del pozo 4.
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REFERENCIAS
Manuales del Curso Hampson & Russell, 2009.
Salas D., Vasquez C., Andrade H. y Espinoza C. Identificación litológica y de fluidos usando
atributos AVO: Estudio de factibilidad en el campo Amarilis, proyecto Noreste de Monagas.
GEOACTUALIDAD. Vol. 1. 2009. Pág. 4.
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