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Villahermosa| Marzo - Abril| 2015

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Gaceta<br />

Numero 5<br />

<strong>Marzo</strong>-Abril <strong>2015</strong><br />

Artículo:<br />

Enfoque integral para la caracterización<br />

sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

Pliegues en la Sierra del Abra<br />

Geología en imágenes<br />

Registros de saturación<br />

Convocatoria:<br />

Muestra de arte<br />

Geólogos y su<br />

arte<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

1


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Contenido<br />

Editorial 3<br />

VII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016 6<br />

VIII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016 11<br />

Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad<br />

en carbonatos.<br />

14<br />

Geología en Imágenes 30<br />

Registros 32<br />

Convocatoria: Exposición plástica “Geólogos y su arte” 43<br />

Código de Ética AMGP 44<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

2


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Editorial<br />

En el mes de mayo, la Directiva 2014-2016 de la Delegación Villahermosa<br />

cumplió el primer año de su ejercicio, viendo varios e importan proyectos e iniciativas<br />

aterrizadas con notable éxito y con muchos más proyectos pendientes,<br />

en vías de preparación y ejecución.<br />

Especialmente satisfactorio ha sido realizar las Primeras Jornadas Técnicas<br />

Estudiantiles que han permitido a varios asociados estudiantes, desplegar y<br />

mostrar un poco de sus ya notables capacidades técnicas y su basto potencial.<br />

También ha sido gratificante reunir a una gran cantidad de asociados y familiares<br />

en una emotiva celebración del Día del Geólogo.<br />

El tiempo restante es poco y los proyectos pendientes muchos: Excursión<br />

Geológica, exposición plástica el Geólogo y su arte, firma de convenios con Universidades,<br />

Día del Geólogo, Día del Ingeniero y muchos más.<br />

Si bien es cierto que la tarea es ardua, también es gratificante la satisfacción<br />

de ver el crecimiento y rejuvenecimiento de la membresía es grande y motivante,<br />

especialmente cuando se advierte a las nuevas generaciones interactuando<br />

con los más experimentados y obligándose unos y otros a continuar en<br />

un aprendizaje y actualización continuos para no perder el paso.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

3


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

A la presente Directiva, sólo nos queda agradecer la oportunidad de servir a<br />

la Asociación, contribuir a la unidad del gremio y trabajar para satisfacer las expectativas<br />

de quienes nos han dado la oportunidad de encaminar por un momento<br />

el destino de la Asociación y en particular de ésta pujante Delegación Villahermosa<br />

y preparar el terreno para dejar la oportunidad a quienes vienen empujando<br />

y promoviendo el desarrollo de las Geociencias, apenas un paso atrás de<br />

nosotros.<br />

Valgan éstas líneas para refrendar nuestro compromiso de servir y nuestro<br />

agradecimiento por la oportunidad de hacerlo, sin pasar por alto el incondicional<br />

apoyo que la Directiva Nacional nos ha brindado.<br />

José Abelardo Sánchez Araiza<br />

Presidente Delegación Villahermosa<br />

Bienio 2014-2016<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

4


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Delegación Villahermosa<br />

Bienio 2014-2016<br />

2016<br />

Presidente:<br />

Ing. José Abelardo Sánchez Araiza<br />

Vicepresidente:<br />

Ing. J. Fernando González Posada<br />

Secretario:<br />

Ing. Genaro Muñoz García<br />

Tesorero:<br />

Ing. Oscar Pinto Gómez<br />

Ayuda Mutua:<br />

Ing. Ernesto Cortes Peña<br />

Comisión de Estudios Técnicos:<br />

Dr. Jaime Mandujano Velázquez<br />

Editorial:<br />

Ing. Chamaly Revelez Ramírez<br />

Vinculación con Universidades:<br />

Ing. Alejandro Rueda Rangel<br />

Ing. Federico Galindo Becerril<br />

Ing. Marcos Luckie Pimentel<br />

Comisión de Membresía:<br />

Ing. Juan Ramón Grimaldo Avalos<br />

Comisión de Eventos<br />

Alfredo Antonio Marhx Pozos<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

5


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

VII Asamblea<br />

Numero 5<br />

<strong>Marzo</strong>-Abril <strong>2015</strong><br />

VII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016<br />

El 25 de marzo de <strong>2015</strong> se llevo acabo la VII Asamblea Ordinaria de AMGP Delegación Villahermosa,<br />

la cual dio inicio con el registro de los asistentes y con la lectura y aprobación del<br />

acta de la asamblea anterior.<br />

Como es costumbre se presentó el informe de la directiva y de los comités locales, como<br />

parte del informe de la presidencia, el Ing. José Abelardo Sánchez Araiza dio lectura de la correspondencia<br />

recibida, entre las que destacan:<br />

‣Se recibió invitación y se asistió a la ceremonia de Rendición de Cuentas de la dirección del Instituto Tecnológico<br />

de la Chontalpa, el día 3 de marzo.<br />

‣El día 18 de marzo se visitó la Unidad de ciencias Básicas de la UJAT en Cunduacán y se sostuvo entrevista<br />

con el Director de la División; se acordó una próxima visita con Alumnos y Maestros de la Carrera de<br />

Geofísica, con la finalidad de dar a conocer las actividades de la Asociación.<br />

‣El día 18 se envió por correo una serie de observaciones y recomendaciones para considerar en el Proyecto<br />

de Construcción del Edifico de laboratorios del ITECH.<br />

‣El día 20 se recibió invitación del Director del ITECH para asistir al evento de toma de fotografías de la 1ª<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

6


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

VII Asamblea Mensual Ordinaria, Bienio 2014-2016<br />

Se hablo de la actualización que se esta realizando a la pagina web de AMGP, que presenta<br />

un diseño mas moderno y en la que se pueden consultar los diferentes eventos que la<br />

Asociación esta realizando.<br />

Los comunicación a través de los medios electrónicos cada vez es mayor y por ello AMGP<br />

no podía quedarse atrás. La Delegación Villahermosa tiene cuentas de Facebook y Twitter las<br />

cuales pone a disposición de todos los asociados.<br />

http://amgp.org/<br />

amgpvilla@gmail.com<br />

Facebook: amgpvilla<br />

Twitter:@amgpvilla<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

7


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

VII Asamblea Mensual Ordinaria, Bienio 2014-2016<br />

En lo referente al Comisión de Membresía, se dio lectura a la solicitud de ingreso de: Verónica<br />

Alejandra Barrera Deutsch; también se leyó la solicitud de Erick Javier Acosta Pérez<br />

quien solicitó realizar su cambio de estudiante a especial.<br />

En esta asamblea se tomo protesta a 4 nuevos asociados:<br />

Nombre<br />

José Ernesto Fortanel Hernández<br />

María Elena Vargas Magaña<br />

Simone Di Santo<br />

Elías Antonio Estrada González<br />

Tipo Asociado<br />

Especial<br />

Especial<br />

Afiliado<br />

Estudiante<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

8


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Para finalizar la Asamblea, se impartió la conferencia: Contribución de las imágenes<br />

microresistivas de pared, en el desarrollo de un modelo sedimentario, la cual estuvo a<br />

.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

VII Asamblea Mensual Ordinaria, Bienio 2014-2016<br />

AMGP<br />

Izquierda.-Momento en el que le es<br />

entregado su reconocimiento a<br />

Simone por su exposición.<br />

Abajo.<br />

Algunos de los asistentes a la VII<br />

Asamblea Ordinaria AMGP.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

10


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

VIII Asamblea<br />

Numero 5<br />

<strong>Marzo</strong>-Abril <strong>2015</strong><br />

VIII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016<br />

El pasado miércoles 29 de Abril se llevo a cabo la VIII Asamblea Local Ordinaria de AMGP<br />

Delegación Villahermosa, inicio como es costumbre con el registro de los asistentes, posteriormente<br />

se dio lectura del acta de la asamblea del mes de <strong>Marzo</strong>, para continuar con el informe de<br />

la directiva y de los comités locales.<br />

El Ingeniero Alejandro Rueda del comité de Vinculación con las Universidades, informo que<br />

a esa fecha se tenían 6 trabajos inscritos para participar en las Primeras Jornadas Técnicas Estudiantiles:<br />

Trabajos registrados al 29 de Abril <strong>2015</strong><br />

Autor Titulo UNIVERSIDAD<br />

1<br />

Domitila Gómez Hernández Metodología para la predicción de presión de poro<br />

ITECH<br />

Alain H Cabrera Ramírez;<br />

Liliana Vaca Alemán; Fernando<br />

Reyes González; Martín maduros con pozos horizontales<br />

Aumento de la producción y reservas en campos<br />

2<br />

UAG<br />

Martínez Ramírez<br />

3 Lazaro Hernández Esteban Energía Geotérmica ITECH<br />

4<br />

Diana Xiuhnelli Herrera Solís;<br />

Salomón Rached Ferrer<br />

Importancia del registro giroscópico para conocer<br />

la trayectoria del pozo<br />

5 Candelaria Palma Pérez<br />

El modelo geomecánico y su importancia en la industria<br />

petrolea<br />

UAG<br />

OLMECA<br />

6 Luis Donaldo Martínez Reyes<br />

Análisis de núcleos en formaciones de interés en la<br />

Exploración y desarrollos de programas de recuperación<br />

secundaria y terciaria, operaciones de rehabilitación<br />

en evaluaciones de pozos y yacimientos.<br />

UAG<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

11


Bases<br />

La Asociación Mexicana de Geólogos<br />

Petroleros<br />

Convoca<br />

A todos los estudiantes de las carreras de<br />

Ciencias de la Tierra a participar en<br />

Primeras Jornadas<br />

Técnicas<br />

estudiantiles<br />

• Los interesados deberán enviar un<br />

resumen al correo electrónico:<br />

• amgp.villa@gmail.com antes del 1 de<br />

mayo <strong>2015</strong>, con la siguientes<br />

características:<br />

1. Datos del autor principal y de los<br />

coautores de acuerdo a su<br />

participación en el trabajo. La<br />

información debe contener, nombre<br />

completo, domicilio, teléfono(s) y<br />

dirección(s) de correo electrónico.<br />

2. Título del trabajo<br />

3. Descripción del trabajo (60 palabras)<br />

4. Aplicación (60 palabras)<br />

5. Resultados (150 palabras), pueden<br />

incluirse tablas y/o figuras<br />

6. Observaciones y conclusiones (150<br />

palabras)<br />

7. De preferencia entregar en formato<br />

WORD.<br />

• Los temas deben ser relacionados a la<br />

industria petrolera.<br />

• La fecha limite para la recepción de<br />

trabajos será el 24 de abril de <strong>2015</strong>.<br />

• El 8 de mayo se darán a conocer los<br />

trabajos seleccionados a participar en las<br />

jornadas técnicas.<br />

• AMGP premiara al mejor trabajo,<br />

patrocinando al autor su asistencia al<br />

Congreso Mexicano del Petróleo <strong>2015</strong> a<br />

realizarse en la Ciudad de Guadalajara, con<br />

todos los gastos pagados.<br />

• AMGP editara un boletín con los<br />

resúmenes de los trabajos participantes en<br />

las jornadas técnicas<br />

Para mayores informes contactar a los organizadores de la mesa directiva AMGP<br />

Delegación Villahermosa<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

asanchezara@gmail.com alejandro.rueda@pemex.com<br />

12<br />

chamaly@yahoo.com ing.jrgrimaldo@gmail.com


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VIII Asamblea Mensual Ordinaria<br />

Para finalizar la Asamblea contamos con la participación del M.C. Enrique Casaña Ortega<br />

de la Compañía CGG Veritas, quien expuso la conferencia titulada: Enfoque integral<br />

para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Enfoque integral para la caracterización<br />

sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

M.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Resumen<br />

El potencial económico asociado a los yacimientos<br />

en carbonatos es bien conocido; estos<br />

yacimientos pueden producir grandes cantidades<br />

de hidrocarburos, que pueden ser explotados<br />

con menor riesgo si se aplican metodologías<br />

y procesos sísmicos especiales, que<br />

permitan definir la orientación, extensión y<br />

algunas características de la roca-yacimiento,<br />

dentro del marco geológico estructural. Sin<br />

embargo, debido a la complejidad geológica y<br />

geofísica que suele acompañar a este tipo de<br />

yacimientos, el proceso de caracterización<br />

sísmica para la correcta determinación de porosidad<br />

se ve afectado negativamente, por lo<br />

que se requieren metodologías más robustas<br />

para reducir la incertidumbre en los resultados.<br />

Este resumen presenta un flujo de trabajo integrado<br />

aplicable a la caracterización sísmica<br />

de yacimientos en carbonatos haciendo hincapié<br />

en algunos puntos clave:<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

La información mineralógica obtenida de pozos<br />

permiten calibrar los modelos sísmicos<br />

para optimizar la localización y terminación<br />

de estos.<br />

Se requieren análisis exhaustivos de geo<br />

mecánica, petrofísica y física de rocas.<br />

La metodología aprovecha la información<br />

sísmica-azimutal para calcular volúmenes<br />

de atributos asociados a la presencia de porosidad<br />

por fracturas.<br />

Los atributos obtenidos a partir del análisis<br />

de anisotropía, por si solos, no son suficientes<br />

para una correcta/robusta caracterización<br />

de yacimientos.<br />

La inversión elástica, inclusive en ausencia<br />

de datos sísmicos azimutales, aporta información<br />

invaluable al proceso de caracterización.<br />

Existen metodologías que permiten inferir la<br />

presencia de fracturas a partir de datos sísmicos<br />

convencionales en algunos casos.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Análisis Geológico<br />

Cualquier ejercicio de caracterización sísmica<br />

deberá estar sujeto a un análisis geológico previo.<br />

El objetivo de este análisis es conocer las<br />

características principales de la roca productora<br />

y no productora, así como los aspectos geológicos<br />

que han tenido mayor impacto, tanto en la<br />

generación de la roca yacimiento como en la producción<br />

de hidrocarburos.<br />

Entre tales aspectos se tienen: la estratigrafía,<br />

complejidad estructural, sedimentación, etc.<br />

Mientras que entre las propiedades petrofísicas<br />

se tienen la litología, porosidad, sistema de fracturas<br />

(si está presente), entre otros. El objetivo<br />

final es establecer cuáles van a ser las propiedades<br />

determinantes para identificar las zonas productoras<br />

y, dependiendo del tipo de propiedad y<br />

de su posible relación con los atributos sísmicos,<br />

establecer las metodologías/herramientas a utilizar<br />

para caracterizar los yacimientos del campo.<br />

La información obtenida de este paso se utilizara<br />

primeramente como control de calidad<br />

para calibrar los diversos atributos sísmicos<br />

derivados del proceso de caracterización, así<br />

como para la interpretación e integración de<br />

estos. Para el caso específico de la correcta<br />

predicción de porosidad en carbonatos, se dependerá<br />

de manera importante del análisis de<br />

registros de imagen, así como del análisis petrofísico<br />

avanzado que permita discretizar los<br />

valores de porosidad presentes en la roca yacimiento<br />

en sus diferentes componentes<br />

(porosidad de matriz, porosidad vugular, porosidad<br />

por fracturas, etc…). Como se mencionó<br />

anteriormente, el conocer esta información<br />

permitirá enfocar el proceso de caracterización<br />

hacia los procesos y herramientas que arrojen<br />

resultados óptimos.<br />

A manera de flujo de trabajo general se incluye<br />

la figura 1, en esta se puede observar como el<br />

estudio depende inmensamente de la información<br />

proveniente del análisis geológico.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 1 Flujo general de caracterización sísmica. Nótese como el análisis geológico<br />

aporta información para todos los procesos subsecuentes.<br />

Análisis Acimutal<br />

Se habló anteriormente de la necesidad de discretizar<br />

el sistema de porosidad en el yacimiento.<br />

En el caso de yacimientos fracturados es<br />

importante conocer primeramente, el efecto de<br />

las fracturas sobre la producción de hidrocarburos<br />

y/o el flujo de agua, así como su distribución<br />

dentro del yacimiento. En los últimos años,<br />

la disponibilidad de datos sísmicos con información<br />

acimutal ha permitido extraer información<br />

referente a la densidad de fracturamiento y la<br />

dirección preferencial de estos sistemas.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

La caracterización de un sistema fracturado va<br />

a depender de la escala a la que se presente,<br />

es decir, los grandes lineamientos o corredores<br />

de fallas con dimensiones mayores a 10 metros,<br />

van a ser detectables con atributos sísmicos<br />

de tipo geométrico o con métodos acimutales.<br />

De igual forma, para la detección del efecto de<br />

sistemas de fracturas sistemáticas cuya escala<br />

varía entre un centímetro y 10 metros, se hace<br />

necesario aplicar métodos acimutales ya que<br />

no son fácilmente detectables con métodos<br />

geométricos.<br />

La identificación o inferencia de sistemas de<br />

fracturas a partir de datos sísmicos se fundamenta<br />

en las variaciones de velocidad y amplitud<br />

asociados a efectos de anisotropía.<br />

La anisotropía se clasifica según su composición,<br />

estructura y espaciamiento en:<br />

Anisotropía Inherente: Término que describe<br />

a un sólido cuando es homogéneo y anisótropo<br />

a lo largo de todos los componentes que lo<br />

constituyen. Entre las principales fuentes de<br />

este tipo tenemos la anisotropía cristalina, anisotropía<br />

por litología y la anisotropía inducida<br />

por esfuerzos<br />

<br />

<br />

<br />

Anisotropía Inducida: Es producto de la acción<br />

de esfuerzos en un medio, los cuales<br />

pueden originar fracturas o grietas con una<br />

orientación preferencial. Las fracturas pueden<br />

contener gas, líquido o estar secas, pero la<br />

orientación preferencial de las mismas transforman<br />

un sólido isótropo en anisótropo<br />

Anisotropía por longitud de onda: Ocurre<br />

cuando una onda se propaga a través de una<br />

secuencia regular de capas isótropas cuyo<br />

espesor es mucho más pequeño que la longitud<br />

de onda de la señal incidente.<br />

Anisotropía Intrínseca: Es causada por heterogeneidades<br />

de escala microscópica en un<br />

medio (cristales o granos alineados). Este término<br />

no contempla la anisotropía por longitud<br />

de onda.<br />

La causa más común de anisotropía sísmica parece<br />

ser inducida por la alineación preferencial<br />

de fallas, fracturas o micro-fracturas, por lo tanto,<br />

entre las principales aplicaciones de la anisotropía<br />

sísmica se encuentran la detección de microfracturas<br />

o fracturas alineadas.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

La presencia de fracturas provoca, generalmente,<br />

anisotropía en los datos sísmicos, esto<br />

debido al contraste de velocidades que se genera<br />

en función de la dirección en la que viaje<br />

la onda sísmica. Como se observa en la Figura<br />

2.<br />

Si la onda viaja paralela al sistema de fracturas,<br />

su velocidad se verá afectada positivamente<br />

por lo que se le conoce como velocidad<br />

rápida. Si por el contrario, viaja perpendicular<br />

a las fracturas, entonces su velocidad sufrirá<br />

un retardo, es decir, será la velocidad lenta.<br />

Por lo tanto, este método permite caracterizar<br />

realmente la anisotropía sísmica, y no directamente<br />

el fracturamiento.<br />

En el registro sísmico, la presencia de anisotropía<br />

se caracteriza por un efecto sinusoidal que<br />

se puede apreciar al ordenar el dato en función<br />

del offset y acimut como se muestra en la figura<br />

3.<br />

En este ejemplo, se muestra primeramente en la<br />

parte superior un apilado sísmico, nótese como<br />

el perfil asociado a la estructura anticlinal muestra<br />

el efecto sinusoidal asociado a la presencia<br />

de anisotropía y la posible presencia de fracturas<br />

(imagen inferior-derecha). Este comportamiento<br />

está ausente en el perfil asociado al flan-<br />

Figura 2 Efecto de anisotropía causado por la presencia de fracturas con una dirección<br />

preferencial.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 3. Los efectos de anisotropía se caracterizan por el efecto sinusoidal observado<br />

al ordenar el dato sísmico por offset y acimut común (imagen inferior-derecha).<br />

Este efecto anisotrópico es posible observarlo<br />

también por medio de la comparación de apilados<br />

sísmicos para cada uno de los sectores<br />

acimutales. La figura 4 muestra un comparativo<br />

entre 2 apilados sísmicos de sectores acimutales<br />

diferentes y es posible observar, primeramente,<br />

una diferencia en términos de amplitud<br />

para la parte central de la imagen, asociada<br />

al alto estructural. Adicionalmente, se<br />

pueden observar diferencias sutiles identificadas<br />

por los indicadores en color amarillo. En<br />

este caso, las variaciones observadas estarían<br />

asociadas mayormente a las diferentes direcciones<br />

que aportan información a cada ima-<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 4 Las imágenes mostradas corresponden a apilados sísmicos para distintos<br />

rangos acimutales. Nótese la variación de amplitud en la parte central de la imagen, así<br />

como los cambios sutiles identificados por las flechas en color amarillo. .<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Análisis anisotrópico basado en<br />

velocidades<br />

El análisis anisotrópico para la identificación<br />

de fracturas se puede desarrollar ya sea analizando<br />

las variaciones de amplitud, o de una<br />

manera más rápida y sencilla, analizando las<br />

diferencias entre la velocidad rápida y velocidad<br />

lentas derivadas del procesado sísmico<br />

acimutal. Como se mencionó anteriormente, la<br />

velocidad rápida estaría asociada a la propagación<br />

de las ondas símicas a lo largo del sistema<br />

fracturado, mientras que la velocidad lenta<br />

viajaría ortogonalmente a esta dirección. La<br />

figura 5 muestra un flujo de trabajo que permitiría<br />

de manera relativamente sencilla obtener<br />

un atributo asociado a la densidad de fracturamiento.<br />

El resultado de este flujo, se puede observar<br />

en la figura 6, en donde los colores cálidos estarían<br />

asociados a densidades de fracturamiento<br />

altas. Este atributo se podría utilizar,<br />

una vez calibrado con información de pozo,<br />

para identificar áreas con altas porosidades<br />

asociadas a fracturas.<br />

Figura 5. Flujo de trabajo simplificado para la obtención<br />

del atributo de densidad de fractura a partir de velocidades<br />

sísmicas.<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 6 Atributo de densidad de fractura obtenido a partir de velocidades sísmicas.<br />

Los colores cálidos corresponden a áreas con alta densidad de fracturamiento.<br />

Análisis anisotrópico basado<br />

en amplitudes sísmicas<br />

El ejemplo anterior, mostro un método relativamente<br />

simple para identificar áreas fracturadas<br />

a partir de velocidades. La desventaja<br />

del método reside en la baja frecuencia<br />

usualmente asociada a las velocidades sísmicas<br />

y que podrían no aportar el detalle requerido.<br />

Para un análisis acimutal de más alta<br />

resolución se recomienda el análisis anisotrópico<br />

en función de las amplitudes sísmicas.<br />

Este análisis está basado en la ecuación de<br />

Rϋger (Rϋger 1996) mostrada en la figura 7,<br />

esta incorpora a la ecuación clásica de AVO<br />

un término para calcular la densidad de fracturamiento<br />

(Bani) y un término también para<br />

calcular la dirección preferencial del fractura-<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

Figura 7. Modelo clásico de Rϋger.<br />

A partir de este análisis es posible identificar<br />

zonas fracturadas a mayor resolución, lo<br />

que permite obtener mayor detalle dentro de<br />

los yacimientos a caracterizar. La figura 8<br />

muestra un ejemplo del tipo de información<br />

que se puede obtener de este proceso. En el<br />

ejemplo, las láminas verticales incluyen información,<br />

tanto de la densidad de fractura<br />

(altura y color)<br />

como de la dirección<br />

de fracturamiento<br />

asociada<br />

a la dirección que<br />

muestran las láminas.<br />

Figura 8. Figura 8. A partir del análisis anisotrópico<br />

de amplitudes se obtienen los atributos<br />

Bani (densidad de fractura) y acimut de<br />

fracturamiento identificados por la altura/<br />

color y dirección de las láminas mostradas.<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

Análisis sísmico-elástico<br />

inversión sísmica.<br />

La inversión de los datos sísmicos para la obtención<br />

de impedancia se ha convertido en<br />

una parte estándar del flujo de trabajo para la<br />

caracterización cuantitativa de un yacimiento.<br />

Históricamente, se han utilizado los valores de<br />

Impedancia-P obtenidos del proceso de inversión<br />

para el cálculo de porosidad, esto debido<br />

a la buena correlación observada entre los dos<br />

parámetros en los pozos. Estas relaciones varían<br />

de yacimiento a yacimiento por lo que es<br />

imperativo encontrar la relación óptima para<br />

cada análisis.<br />

Este proceso se puede desarrollar a partir de<br />

datos símicos convencionales o acimutales, y<br />

en ambos casos la mayor limitante seria el<br />

contenido de frecuencia en el dato.<br />

En los casos de yacimientos profundos, el ancho<br />

de banda usualmente queda reducido a<br />

las bajas frecuencias, por lo que la resolución<br />

resultante del proceso de inversión se va a ver<br />

fuertemente limitada. Una manera de mejorar<br />

la resolución, es la utilización, cuando exista<br />

suficiente información de pozos, de procesos<br />

estocásticos/geoestadísticos en el proceso de<br />

La inversión Geoestadística se basa en el principio<br />

de que la sísmica de entrada debe coincidir<br />

con los sintéticos generados por la convolución<br />

de la ondícula con una simulación de impedancia.<br />

Una estrategia importante es la cosimulación<br />

de porosidad utilizando un conjunto<br />

de impedancias previamente simuladas. En el<br />

primer paso, los registros de impedancia representan<br />

información previa para la simulación de<br />

la impedancia. En el segundo paso, las relaciones<br />

conocidas entre la impedancia y la porosidad<br />

observadas en los registros, son utilizados para<br />

producir simulaciones directas de porosidad.<br />

En términos de resolución, el proceso estocástico<br />

aporta detalles más allá de lo que puede<br />

aportar un proceso de inversión determinístico<br />

clásico, como ejemplo se presenta la figura 9. En<br />

esta, se muestran ejemplos de 2 pozos en donde<br />

el registro en color negro corresponde al registro<br />

de Impedancia-P de cada pozo. En color azul se<br />

muestra la traza sísmica de Impedancia-P obtenida<br />

de un proceso de inversión determinística y<br />

en color rojo se muestra la misma propiedad, en<br />

este caso derivada del proceso estocástico. El<br />

detalle adicional obtenido, permitirá analizar en<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 9. Comparativo entre la información de pozo (negro) y los atributos sísmicos<br />

derivados de la inversión sísmica determinística (azul) y estocástica (rojo).<br />

Independientemente de la buena relación entre<br />

impedancia y porosidad, es complicado caracterizar<br />

de manera óptima un yacimiento utilizando<br />

solo este atributo, o cualquier otro atributo<br />

por sí mismo. Para reducir la incertidumbre<br />

en el proceso, es necesario calcular e incorporar<br />

todos los atributos útiles identificados<br />

durante el análisis petrofísico y de física de rocas.<br />

Atributos como la fragilidad, densidad de<br />

fractura, y litología, combinados con el cálculo<br />

de porosidad pueden ayudar a identificar áreas<br />

prospectivas que estarían más allá del poder<br />

Figura 10. Para resultados óptimos se recomienda la combinación de los diferentes atributos<br />

clave para la identificación de áreas prospectivas.<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

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Métodos alternos: Differential<br />

Effective Medium (DEM)<br />

Se habló anteriormente de la importancia de<br />

identificar áreas fracturadas durante el proceso<br />

de caracterización sísmica. Este proceso requiere,<br />

como se mostró, de un análisis anisotropico<br />

aplicado a datos sísmicos con información<br />

acimutal. Este tipo de información sísmica,<br />

aunque cada vez más común, no se encuentra<br />

disponible en todas las áreas, por lo<br />

que el proceso de caracterización se tendrá<br />

que desarrollar a partir de datos convencionales.<br />

Existen algunas metodologías que permiten<br />

inferir la presencia de fracturas a partir de<br />

datos convencionales, los cálculos de fragilidad<br />

o de módulo de Young comúnmente se<br />

han utilizado para efectos de caracterización<br />

con cierto éxito.<br />

El modelo del Medio Diferencial Efectivo (DEM<br />

por sus siglas en inglés) se basa en la relación<br />

entre la porosidad y velocidad del yacimiento para<br />

identificar áreas de poros achatados o de baja<br />

relación de aspecto que pudieran estar asociados<br />

a enjambres de fracturas.<br />

Este modelo es uno de los varios que pueden<br />

explicar porque para un valor dado de porosidad,<br />

se pueden tener diferentes valores de velocidad<br />

compresional. Estas diferencias son atribuidas a<br />

cambios en la forma de los poros. Para poros<br />

esféricos (relación de aspecto =1), para un valor<br />

dado de porosidad, se va a tener un valor muy<br />

alto de velocidad, ubicado por encima de la curva<br />

teórica de Wyllie y próximo al límite superior de<br />

Hashin-Shtrikman. Para poros elipsoidales muy<br />

achatados (relación de aspecto


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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 11. Diagrama porosidad<br />

vs. Velocidad P, mostrando los<br />

límites teóricos de Hashin-<br />

Shtrikman (líneas punteadas), y<br />

la línea teórica de Wyllie en color<br />

negro, solido. La información<br />

mostrada corresponde a un intervalo<br />

de caliza limpia, nótese<br />

el buen ajuste con la línea de<br />

Wyllie.<br />

Cabe recalcar, que esta metodología no funciona<br />

en todos los tipos de yacimientos carbonatados<br />

ya que requiere de ciertas condiciones<br />

base para su aplicación, pero en los casos<br />

que se cumplan estas condiciones, este método<br />

puede aportar información valiosa. Se ha<br />

observado que para yacimientos con porosidades<br />

bajas (>10%), existe una buena correlación<br />

entre las áreas fracturadas identificadas<br />

por registros de imagen y el cálculo de fracturamiento<br />

a partir del método DEM. La figura 12<br />

se muestra como uno de estos ejemplos, en<br />

donde el intervalo corresponde al yacimiento<br />

de interés, y la columna a extrema derecha<br />

muestra en color azul los puntos identificados<br />

por el registro de imagen como fracturas, y en<br />

color amarillo las fracturas estimadas utilizando<br />

el DEM. Como se puede observar, hay una<br />

buena correlación entre los 2 métodos.<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Figura 12. En este caso, se<br />

observó un buen ajuste entre<br />

el intervalo fracturado observado<br />

en el registro de imagen<br />

para el pozo, y el intervalo<br />

fracturado calculado a partir<br />

del método DEM (columna extrema<br />

derecha).<br />

Conclusiones<br />

Dada la importancia y complejidad de los yacimientos<br />

petrolíferos en carbonatos, el procesos<br />

de caracterización sísmica para la identificación<br />

de áreas prospectivas de alta porosidad<br />

debe de ser un “traje a la medida” para cada<br />

yacimiento. Se tienen que considerar todas las<br />

propiedades geológicas del yacimiento para<br />

diseñar y enfocar los diferentes procesos de<br />

caracterización a utilizarse durante el proceso.<br />

Adicionalmente, la información geológica deberá<br />

de utilizarse a manera de control de calidad<br />

de los diferentes atributos y para la interpretación<br />

de estos. La información sísmica acimutal<br />

puede aportar información importante al proceso,<br />

especialmente para la identificación de<br />

áreas fracturadas, pero en ausencia de este<br />

tipo de datos, la información sísmica convencional<br />

puede aportar información invaluable al<br />

proceso. Como en cualquier proceso de caracterización<br />

de yacimientos, la clave está en el<br />

entendimiento de la información proporcionada<br />

por los pozos y la calibración de esta con la<br />

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Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.<br />

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG<br />

Agradecimientos<br />

Se agradece a María Coronado, Roberto Gullco y Emanuel Flores del grupo de caracterización sísmica<br />

de CGG por las contribuciones echas a este resumen.<br />

Referencias<br />

Downton, J., and B. Roure, 2010, Azimuthal simultaneous elastic inversion for fracture detection:<br />

80 th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 263–267.<br />

Downton, J., and B. Roure, <strong>2015</strong>, Interpreting azimuthal Fourier coefficients for anisotropic and fracture<br />

parameters: Interpretation, 3, no. 3 (special issue on fractures to be published in August).<br />

Liu, Y.-J., and R. Ogloff, 2005, Approaching fracture density: anisotropic gradient = fracture density?:<br />

2 nd EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition.<br />

Mavko, G., Mukerji, T. and Dvorkin, J., 1998. The Rock Physics Handbook. Cambridge University<br />

Press.<br />

Roure, B., 2014, Statistical moments for azimuthal anisotropy characterization: 84 th Annual<br />

International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 290-294.<br />

Roure, B., and J. Downton, 2012, Azimuthal Fourier coefficient elastic inversion, CSEG GeoConvention<br />

abstracts.<br />

Rüger, A., 1996, Reflection coefficients and azimuthal AVO analysis in anisotropic media: Ph.D. dissertation,<br />

Center for Wave Phenomena, Colorado School of Mines.<br />

Sayers, C., and S. Dean, 2001, Azimuth-dependent AVO in reservoirs containing non-orthogonal<br />

fracture<br />

sets: Geophysical Prospecting, 49, no. 1, 100–106.<br />

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Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros<br />

Geología en imágenes<br />

Numero 5<br />

<strong>Marzo</strong>-Abril <strong>2015</strong><br />

Durante sus vacaciones Humberto Alarcón del Activo de Producción Macuspana<br />

Muspac tuvo la oportunidad de visitar varios afloramientos ubicados en la Plataforma Valles<br />

San Luis Potosí . Aquí mostramos algunas de sus fotos.<br />

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En estas fotografías pudimos observar algunos tipos de pliegues, si pudiste reconocerlos<br />

envíanos tus comentarios a cualquiera de nuestros contactos, la primera persona que responda<br />

correctamente será ganador de un premio que se entregara la próxima asamblea. Participa¡¡¡¡<br />

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Registros<br />

Registros de Saturación<br />

de fluidos<br />

La toma de los Registros de Saturación<br />

de Fluidos en sus diferentes modos de adquisición<br />

(Sigma, Carbono/Oxigeno, Trifásico) se<br />

ha convertido en una práctica común para evaluar<br />

la formación detrás de tubería permitiendo<br />

identificar el tipo y a la vez monitorear la saturación<br />

de los fluidos a través del tiempo. La herramienta<br />

de saturación de fluidos es un dispositivo<br />

que cuenta con una fuente que emite<br />

neutrones de alta energía y un medidor de espectros<br />

de rayos gamma que capta la señal<br />

que proviene de la interacción de los neutrones<br />

con la formación, dicha interacción de neutrones<br />

con los elementos de la formación produce<br />

rayos gamma y su energía forma un espectro<br />

que es registrado a cada nivel de profundidad.<br />

La forma más común de perfilar este tipo de<br />

registros es en agujero entubado y se deben<br />

tomar en cuenta las condiciones ambientales<br />

presentes al momento del registro, dentro de<br />

los factores a considerar se tienen principalmente:<br />

<br />

<br />

Diámetro o geometría del pozo, desviación.<br />

Tubería de revestimiento: diámetro, espesor,<br />

libraje.<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Registros de saturación de fluidos<br />

<br />

<br />

Herramienta: tipo, tamaño, diámetro, receptores,<br />

profundidad de investigación.<br />

Fluidos presentes durante el perfil: dentro<br />

de la tubería, en la formación, tipo de fluido<br />

(OBM, WBM, Salmuera, etc.) y salinidad.<br />

Para entender mejor el funcionamiento de los<br />

registros de saturación (también conocidos como<br />

registros de neutrones pulsados) debemos<br />

repasar algunos conceptos importantes de esta<br />

técnica; en primera instancia, los neutrones<br />

son partículas constituyentes del átomo que no<br />

se encuentran libres en la naturaleza y pueden<br />

generarse de forma natural o artificial, también<br />

debemos considerar que el hidrogeno y el cloro<br />

son elementos que dominan las respuestas<br />

de las herramientas de neutrones, el hidrogeno<br />

es el mejor material que permite la desaceleración<br />

de los neutrones epitermales (alta energía)<br />

llevándolos a un nivel termal (baja energía),<br />

y por su parte el cloro es un “devorador”<br />

de neutrones termales, absorbiéndolos cientos<br />

de veces más rápido que otros elementos presentes<br />

en las formaciones.<br />

Los registros de neutrones pulsados cuentan<br />

con un generador que produce neutrones de<br />

alta energía y tiene dos detectores que miden<br />

los rayos gamma provenientes de las interacciones<br />

inelástica y captura. La mayoría de las<br />

técnicas existentes del principio neutróngamma<br />

están basadas en el número de cuentas<br />

totales sobre niveles amplios de energía,<br />

sin embargo, la interacción de los neutrones<br />

sobre los núcleos de los elementos que constituyen<br />

las formaciones, lleva a la producción de<br />

rayos gamma con características propias. Su<br />

energía y espectro están en función del tipo de<br />

elemento involucrado en la reacción y la concentración<br />

de éste en la formación, por lo que,<br />

los análisis simultáneos de las cuentas de rayos<br />

gamma y de sus energía pueden usarse<br />

para identificar la existencia y proporción de<br />

los elementos en la formación, así como para<br />

relacionarse con diferentes parámetros mineralógicos<br />

y petrofísicos.<br />

Los rayos gamma inelásticos son producidos<br />

por interacciones con neutrones rápidos, involucrando<br />

altas energías y cortos tiempos de<br />

interacción. La producción de rayos gamma<br />

tiene lugar durante la emisión de neutrones y<br />

ocurre relativamente cerca de la fuente de emisión,<br />

este modo suministra una medida de las<br />

lecturas de Carbono-Oxígeno (C/O) y debido al<br />

origen de los rayos gamma detectados resulta<br />

una técnica robusta para evaluación de los fluidos<br />

detrás de tubería.<br />

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Registros de saturación de fluidos<br />

Aplicaciones del modo Carbono/Oxigeno<br />

Determinación de la saturación en cualquier<br />

contexto de salinidad.<br />

Determinación de los contactos de fluidos<br />

(aceite, gas, agua).<br />

Evaluación de saturación de fluidos en campos<br />

con algún proceso de inyección.<br />

Después de la primera interacción de los neutrones<br />

con la formación estos perdieron energía<br />

y ahora se encuentran en un nivel más bajo<br />

conocido como estado termal, en este nivel<br />

de energía son atrapados por elementos de la<br />

formación generándose el fenómeno de captura<br />

y produciendo en ellos una excitación que<br />

dará paso a la producción de los rayos gamma<br />

de captura, la sección transversal de captura<br />

(sigma) también es computada, combinando<br />

las contribuciones relativas se pueden medir<br />

ciertas características de la formación como<br />

porosidad y litología.<br />

Aplicaciones<br />

Determinación de la saturación de fluidos,<br />

pero considera la salinidad del agua de la<br />

formación.<br />

Determinación de los contactos y avances<br />

de fluidos (aceite, gas, agua).<br />

Determinación de zonas de gas y sus avances<br />

(Sigma-TPHI).<br />

Debido a que el cloro tiene una sección de<br />

captura grande, la respuesta de las cuentas de<br />

rayos gamma de captura estará determinada<br />

por la cantidad de cloruros presentes en la formación.<br />

La cantidad de cloruros presentes depende<br />

de la salinidad del agua de formación, la<br />

porosidad, arcillosidad y saturación de agua.<br />

En condiciones más ideales cuando la salinidad<br />

y la porosidad lo permiten, los registros de<br />

neutrones pulsados pueden detectar cambios<br />

en la saturación de agua en la formación.<br />

Principio de Medición<br />

Neutrones de alta energía son emitidos por un<br />

acelerador de pulsos. La interacción de los<br />

neutrones con los elementos de la formación<br />

produce rayos gamma y su energía forma un<br />

espectro que es registrado a cada nivel de profundidad.<br />

Cada elemento (Isótopo) tiene un<br />

conjunto particular de rayos gamma permitiendo<br />

así que puedan ser comparados con los<br />

elementos comúnmente encontrados en la naturaleza.<br />

Los neutrones son emitidos por el<br />

acelerador de pulsos con una energía de 14<br />

MeV permitiendo que se produzcan dos tipos<br />

de interacciones, neutrones rápidos y absor-<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Registros de saturación de fluidos<br />

puede operarse en dos modos básicos para la<br />

medición de estas interacciones: Inelástico y<br />

Sigma.<br />

Modo Inelástico<br />

Los rayos gamma son producidos por interacciones<br />

con neutrones rápidos, involucrando<br />

altas energías y cortos tiempos. La producción<br />

de rayos gamma tiene lugar durante la emisión<br />

de neutrones y ocurre relativamente cerca de<br />

la fuente de emisión.<br />

Los elementos comunes que se detectan son:<br />

Carbono (C)<br />

Oxigeno (O)<br />

Silicio (Si)<br />

Calcio (Ca)<br />

Azufre (S)<br />

Hierro (Fe)<br />

El modo Inelástico tiene un ciclo fijo en el tiempo.<br />

Los rayos gamma producidos por las interacciones<br />

de neutrones rápidos se detectan durante<br />

la emisión de neutrones.<br />

Figura 1.- Modo Inelástico (C/O)<br />

Modo de Captura (Sigma)<br />

El SIGMA o Sección Transversal de Captura<br />

se define como la capacidad de un elemento o<br />

mineral para atrapar neutrones termales y se<br />

mide en unidades de captura (cu). Esto ocurre<br />

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35


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

cuando los neutrones han reducido<br />

su energía y están relativamente<br />

lejos de la<br />

Hidrogeno (H)<br />

Silicio (Si)<br />

Calcio (Ca)<br />

Cloro (Cl)<br />

Hierro (Fe)<br />

Azufre (S)<br />

Registros de saturación de fluidos<br />

fuente.<br />

Figura 2.-Modo de captura Carbón/<br />

oxigeno<br />

En el modo de captura la diferencia en tiempo<br />

entre la emisión de neutrones y la medición del<br />

espectro de captura de los rayos gamma es<br />

aumentada; esto permite eliminar las contribuciones<br />

por el efecto del pozo. La diferencia de<br />

tiempo varía continuamente dependiendo de la<br />

medida del tiempo de decaimiento (T) la cual<br />

se efectúa simultáneamente. Combinando las<br />

contribuciones relativas se puede calcular ciertas<br />

características de la formación como: porosidad,<br />

litología y salinidad de los fluidos.<br />

Figura 3.- Espectro de captura<br />

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36


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Registros de saturación de fluidos<br />

Figura 4 Valores típicos de sigma<br />

La curva Sigma es graficada en<br />

escala de 0-60cu (curva color negro<br />

figura 5), en sentido inverso<br />

para poder ser compara con el registro<br />

de resistividad y comparar<br />

sus respuestas en base al contenido<br />

de fluidos.<br />

La respuesta del registro mostrado<br />

en el la figura 5 es idealizada para<br />

yacimientos con salinidades mayores<br />

a los 90kppm, entre mayor sea<br />

la salinidad del agua de formación<br />

Figura 5 Respuesta registro Sigma idealizado<br />

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37


A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Una de las principales aplicaciones de la sección<br />

transversal de captura o Sigma es el<br />

cómputo de la saturación de agua, la expresión<br />

de Sigma para una formación es una combinación<br />

lineal de cada uno de los componentes<br />

sólidos y fluidos que la constituyen:<br />

Registros de saturación de fluidos<br />

Donde:<br />

Figura 7 Componentes del método volumétrico<br />

para el calculo de saturación de agua.<br />

Arreglando la ecuación para resolver la saturación<br />

de agua quedaría de la forma siguiente:<br />

Para estimar un valor de Sw a través del modo<br />

Sigma, se requiere que exista un suficiente<br />

contraste entre los ΣW y ΣO, así como un valor<br />

de porosidad para que exista un contraste alto<br />

en el divisor expresado en términos de unidades<br />

de captura, por lo tanto el agua debe ser<br />

salada y la salinidad conocida en todo el intervalo,<br />

los valores de sigma de matriz y sigma de<br />

la arcilla también deberán ser conocidos para<br />

que la ecuación de Sw pueda ser resuelta con<br />

confiabilidad.<br />

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38<br />

Para el cómputo de saturación a partir de la<br />

relación de carbono/oxígeno se usa el grafico<br />

del paralelogramo, el cual depende de las consideraciones<br />

de porosidad, peso y diámetro de<br />

tubería, y el valor de CDV (carbon density value,<br />

por sus siglas en ingles), el cual se obtiene<br />

a partir del grado API del aceite. En este método<br />

se grafican los valores de la relación Carbón/Oxigeno<br />

para el detector cercano y lejano,<br />

y la representación gráfica de esta técnica contiene<br />

los 4 casos posibles de distribución de<br />

fluidos (aceite-agua) en el sistema tuberíaformación,<br />

tal como se muestra en la figura 8.


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Registros de saturación de fluidos<br />

Figura 8 Gráfico del paralelogramo<br />

para evaluación de<br />

So con el método de Carbono<br />

– Oxígeno.<br />

Técnica de Trifásico<br />

El registro trifásico (técnica TPHL) nos permite<br />

obtener la proporción de aceite (Yo),<br />

gas (Yg) y agua (Yw) dentro de la tubería,<br />

esto a partir de una medición tipo inelástico,<br />

tal como se observa en la figura 9. Generalmente<br />

el registro trifásico se usa para compensar<br />

el efecto de pozo fluyente en la toma<br />

de información del registro de carbonooxigeno.<br />

También resulta conveniente adquirirlo<br />

cuando se perfila el modo sigma en pozos<br />

fluyentes, pues aporta de una manera<br />

rápida información dinámica de las condiciones<br />

de los fluidos dentro del pozo, los cuales<br />

tienen un efecto en la medición de sigma,<br />

permitiendo una integración con el perfil de<br />

temperatura y presión para mejora de la interpretación.<br />

El registro trifásico es una técnica<br />

desarrollada por la compañía Schlumberger,<br />

la cual permite realizar el registro de saturación<br />

en condiciones de pozo fluyente,<br />

brindando la posibilidad de la evaluación de<br />

saturación en aquellos pozos fluyentes en<br />

donde se desea algún monitoreo de fluidos<br />

y/o se planea evaluar intervalos potenciales<br />

a disparar sin la necesidad de cerrar pozo y<br />

diferir producción, la figura 11 muestra un<br />

ejemplo de la aplicación de esta esta técnica<br />

en conjunto con el modo sigma y el modo<br />

carbono-oxígeno.<br />

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Registros de saturación de fluidos<br />

Figura 9 El registro trifásico considera la medición centralizada y enfocada en la tubería para<br />

tener datos de los fluidos al momento del registro, el resultado del trifásico es un gráfico y<br />

curvas con las proporciones de fluidos<br />

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Ejemplos de aplicaciones:<br />

Registros de saturación de fluidos<br />

Figura 10 Ejemplo mostrando la evaluación con el registro de saturación en los modos sigma<br />

y carbono-oxígeno. El intervalo había sido propuesto para disparar pero el análisis del registro<br />

de saturación muestra que es un intervalo explotado y con presencia de salinidad variable<br />

pues se observa un efecto de “hidrocarburo” en la curva de Sigma debido a la baja<br />

salinidad.<br />

Figura 11 Ejemplo mostrando<br />

la evaluación con el registro<br />

de saturación en los modos<br />

sigma, carbono-oxígeno<br />

y trifásico.<br />

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Registros de saturación de fluidos<br />

Existen en el mercado varias herramientas para la toma de registros de saturación sus nombres<br />

varían en función de la compañía de registros, los principios de medición son los mismos, pero su<br />

adecuada interpretación dependerá del conocimiento que tengamos del campo y de la experiencia<br />

de cada interprete.<br />

Agradecimientos:<br />

Al Ing. Gerardo Rodríguez de la compañía Schlumberger por su apoyo para la elaboración de este<br />

artículo.<br />

Referencias:<br />

<br />

Modern Carbon/Oxygen Logging: Hydrocarbon- Saturation-Determination Techniques. SPE<br />

90339<br />

The many Facets of Pulsed Neutron Cased –Hole Loggin. Oilfield Review summer 1996<br />

Improved Pulsed Neutron Capture Logging with Slim Carbon-oxygen Tools. Methodology. R.E.<br />

Plasek, R.A. Adolph, C. Stoller , D.J. Willis, E.E. Bordon M.G. Portal.SPE 30598<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

<br />

Manual de Interpretación de registros, VCL Viro Consultoría Ltda.<br />

Teoría general de interpretación RST de Schlumberger PTS.<br />

Neutrones pulsados teoría e interpretación de Halliburton<br />

Aplicación del registro de saturación actual de fluidos para el monitoreo de los mismos,<br />

en el Activo de Producción Cinco Presidentes, Pemex APCP, Enero 2014.<br />

Gamma Ray: SGT-NGT Training Book. Schlumberger.<br />

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Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Código de ética AMGP<br />

Debo:<br />

‣Mantener siempre la dignidad de mi profesión, normando mis actos<br />

para ser merecedor de la confianza en mi depositada correspondiendo a<br />

ella con honradez, para evitar el descrédito.<br />

‣Estar orgulloso de pertenecer a la Asociación, guardando y haciendo<br />

guardar celosamente su patrimonio y acatando respetuosamente su estatuto<br />

y reglamento.<br />

‣Percatarme del buen ejemplo que tendré que ofrecer a mis compañeros<br />

dentro y fuera del ejercicio profesional por el prestigio de la asociación.<br />

‣Ejercer la fraternidad y solidaridad como valores fundamentales dentro<br />

de la asociación y fomentar la convivencia con los coasociados para<br />

cultivar y preservar la amistad y el respeto.<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Código de ética AMGP<br />

Debo:<br />

‣Evitar dañar la reputación de mis compañeros, evitar emitir juicios sin<br />

fundamento, evitar la presunción y la vanagloria y rechazar el prestarme<br />

a causas innobles.<br />

‣Aceptar sólo las tareas que pueda desarrollar con honorabilidad. Asegurar<br />

el bienestar y prosperidad de la asociación.<br />

‣Esforzarme por mantener integro, conduciéndome con desinterés y<br />

probidad. Rehuir la falsedad, actuar con decoro e imparcialidad y<br />

desechar compensaciones ilegales.<br />

‣Tener conciencia de la responsabilidad que contrajimos con el país,<br />

los que ejercemos la actividad de explotación petrolera.<br />

‣Tener en mente que siendo el petróleo un recurso no renovable, su<br />

desperdicio es inadmisible y sólo sentiré satisfacción del deber cumpli-<br />

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A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s<br />

Gaceta<br />

Estimados asociados<br />

La nueva mesa directiva de la AMGP 2014-2016, tenemos el firme interés de continuar<br />

con la publicación de la Gaceta de la Asociación, motivo por el cual les pedimos<br />

su colaboración para que nos envíen artículos técnicos que les gustaría que fueran<br />

publicados, o algún otro documento que les quisieran compartir con el resto de los<br />

asociados.<br />

Los interesados pueden contactar al comité editorial atreves de los siguientes correos:<br />

amgpvhsa@gmail.com<br />

chamaly@yahoo.com<br />

Calle Campo Cunduacán, Conjunto Mediterráneo Edif.B Depto. 102 Fracc. Carrizal<br />

C.P. 86035 Villahermosa, Tabasco.<br />

amgpvhsa@gmail.com<br />

Tel. (01 993) 3 14 86 10<br />

“El querer escribir no depende tanto del coeficiente de uno sino de la<br />

voluntad por trascender en la vida o dejar legado”. Xtian Torres.<br />

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016<br />

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