Modelado de Facies

La distribución espacial y geometría de facies depende enormemente de su ambiente de depositación. Por lo tanto, se considera muy importante establecer previamente el ambiente sedimentario a modelar, de esta manera es posible controlar la predicción de las facies en base a la data disponible.

Para realizar el modelado de facies, se utilizo la técnica Geoestadística con la cual se generaron múltiples realizaciones equiprobables del yacimiento, todos compatibles con la data de entrada y los parámetros estadísticos previamente definidos.

53 Por la gran cantidad de datos y resolución areal de los mismos se decidió construir un modelo de tipo pixel, donde inicialmente se propagan las facies, tipo de roca y luego las propiedades petrofísicas. Las simulaciones tipo píxel representan la selección frecuente en campos con una amplia historia de producción y un buen control de pozos.

El modelo de píxeles es construido fundamentalmente mediante la aplicación de correlación de estructuras determinadas por modelos de variogramas (Bauza, 1999).

Se utilizo el método secuencial de indicadores (SI) para realizar la distribución de las facies. En lo referente al método utilizado para modelar las heterogeneidades petrofísicas se utilizo la simulación gaussiana secuencial (SGS) condicionándolo a los resultados de la distribución de facies previamente obtenida, debido al hecho de que la geología puede ser utilizada para inferir la orientación, distribución y/o extensión de los cuerpos sedimentarios o litológicos, mientras que las heterogeneidades petrofísicas generalmente están controladas por las facies a las cuales están asociadas (Bauza, 1999).

Los registros de facies previamente interpretados, representan la data de entrada para la construcción de los variogramas. En el módulo Data Analysis de PetrelTM se crearon los variogramas considerando la dirección de sedimentación. Se ajustaron variogramas en la dirección vertical, menor y mayor rango de correlación. Se realizaron sensibilidades en el radio de investigación, largo, ancho y numero de divisiones de la banda de investigación de datos hasta encontrar un variograma experimental coherente con un variograma teórico. En este caso se ajustaron variogramas exponenciales y esféricos en cada una de las zonas.

Inicialmente se revisó la curva de proporción vertical por cada una de las zonas, donde fue posible observar tendencias y evaluar la distribución vertical de las facies. Cabe destacar que en este paso se realiza validación del escalamiento comparando la curva de proporción vertical de las facies considerando la información de los registros y la información de los registros encalados. En caso de que no exista un comportamiento similar, es necesario aumentar la cantidad de celdas en vertical. Para el modelo del área de JJ8 existió coincidencia entre ambas curvas.

Posteriormente, se realizó el ajuste de los variogramas para cada una de las facies y cada una de las zonas. Al analizar las facies de arena arcillosa no se obtuvieron variogramas coherentes, por lo que se decidió realizar en modelado de facies con la segunda interpretación que integra todas las rocas consideradas yacimientos dentro de una única facies de arena. Por lo anteriormente mencionado se realizaron 15 variogramas.

Una vez ajustados los variogramas se procedió a generar 25 realizaciones considerando la capacidad de cómputo y almacenamiento de la computadora disponible. Adicionalmente, se observó que el volumen de petróleo original en sitio (POES) estimado con valores constantes de porosidad y saturación de petróleo no variaba significativamente entre las realizaciones.

3.1.8.1. Calibración de Modelado de Facies con Información Sísmica.

Una vez modeladas las facies se realizó una calibración de las mismas con la información sísmica disponible. Tal como se comentó previamente se tiene una cobertura sísmica del 54 % del área del estudio. Se dispone del cubo símico en tiempo en formato SEGY y el checkshot en formato ASCII.

Para realizar la calibración con la información sísmica se requirió migrar el cubo de amplitudes a profundidad. La migración se realizó en PetrelTM utilizando las velocidades interválicas del Checkshot LB 0114. En la Figura 28 se muestra el modelo de velocidad utilizado.

Profundidad Base (pies) Velocidad Intervalica (pies/ms)

-242 5950 -280 5157 -530 7216 -570 4900 -590 9000 -786 8285 -820 5764 -1020 9020 -1060 4900 -1140 9000 -1248 10037 -1264 8750 -1280 3375 -1380 9060 -1430 12000 -1460 6466 -1580 12766 -1586 45666 -1610 8083 -1734 14564 -1760 7461 -1890 13892 -1920 6400 -2060 14285 -2080 20000 -2090 9800 -2110 6900 -2350 17491 -2600 28808

55 Se realizó un control de calidad del cubo migrado encontrándose coincidencia entre la información de pozos (registros y trayectorias) y las superficies interpretadas en profundidad, con los marcadores sísmicos migrados de tiempo a profundidad. En la siguiente Figura 29 se observan secciones sísmicas transversales y longitudinales en profundidad.

Figura 29. Cubo migrado a Profundidad.

Al disponer de la información sísmica migrada a profundidad se generó un registro sísmico para cada pozo. La herramienta asigna el valor de la propiedad sísmica (amplitud) al pozo en base al valor más cercano encontrado en el cubo sísmico (Manual PetrelTM, Schlumberger 2009). Posteriormente, se realizó una interpretación cualitativa de la información de registros crudos, interpretación de facies y registros sísmicos con el objetivo de asociar los valores de amplitud al comportamiento de los registros disponibles.

Basados en la relación de valores de amplitud con la ocurrencia de las facies se escaló la información del sísmica del cubo 3D a la malla geológica por un método de promedio aritmético.

Posteriormente, se analizaron las facies en función a un corte de amplitud utilizando la información de registros de facies escalados y los valores escalados desde el cubo a la malla.

Se generaron facies basadas en las amplitudes analizadas previamente, para el cálculo de las facies sísmicas se utilizo una expresión condicional donde 0 corresponde a arena y 1 corresponde a lutita.

Se realizó una revisión cualitativa de los cubos de facies sísmicas y el cubo de facies geoestadístico.

Finalmente se realizó un calculo volumétrico considerando porosidad y saturación de petróleo constante con el objeto de cuantificar y comparar los volúmenes de arena resultantes en el modelo geoestadístico y en el modelo en base a facies sísmicas.