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Presentado en Next Generation Oil & Gas Summit Latin America, Cartagena, July 23-25, 2013

Aplicación de la tecnología Detección de Campos de esfuerzo (SFD®) para la Identificación de Áreas con Potencial de Hidrocarburos en la

Región del Golfo de México José Antonio Escalera1, Marco Vázquez García1, José de Jesús Hernández Olazarán1, Antonio Tamez Ponce1, Manuel Hurtado Cardador2* and George Liszicasz2 1Petróleos Mexicanos (“PEMEX”), México City, México 2 NXT Energy Solutions Inc. (“NXT”), Calgary, Canadá * Autor expositor INTRODUCCION PEMEX requiere utilizar tecnologías innovadoras y amigables con el medio ambiente que complementen sus programas de exploración y que ayuden a la rápida identificación de nuevos prospectos. En el otoño de 2012, PEMEX llevó a cabo un estudio inicial con la tecnología SFD® en la región del Golfo de México cubriendo porciones terrestres y marinas. Los objetivos de este proyecto fueron; obtener información geofísica adicional a la tradicionalmente utilizada para sustentar los programas de adquisición sísmica, priorizar las oportunidades de exploración y optimizar los recursos en esta etapa.

El proyecto fue ejecutado y los resultados y recomendaciones de NXT se entregaron a finales del 2012. Posteriormente PEMEX llevo a cabo un extensivo estudio de integración (PEMEX, 2012), que mostró una correlación significativa entre las anomalías SFD® recomendadas y los campos petroleros conocidos, así como también con estructuras de interés identificadas por sísmica que actualmente están en estudio y evaluación. Adicionalmente, anomalías SFD® fueron detectadas en nuevas áreas donde el sistema petrolero está bien establecido y que actualmente se encuentran en las etapas iníciales de exploración. En este trabajo se presentan casos históricos en áreas terrestres y marinas demostrando las capacidades de la tecnología SFD®. RIESGO EN LA EXPLORACION Una vez que el sistema petrolero ha sido bien identificado, los métodos de exploración geofísica se aplican para la evaluación y disminución de los riesgos asociados a la exploración, enfocándose a la configuración y tipo de la trampa geológica, calidad del depósito y la integridad del sello. La inherente no-unicidad de los datos geofísicos y modelos geológicos, exige que múltiples bases de datos independientes sean utilizadas para desarrollar modelos geológicamente consistentes que ayuden a reducir el riesgo exploratorio. No existen métodos geofísicos que por sí solos puedan resolver satisfactoriamente la no-unicidad del modelo geológico. La reducción del riesgo exploratorio enfocado a reducir el número de modelos geológicos, se logra cuando se integran datos geofísicos independientes como sísmica, gravimetría, gradiometría (FTG), magnetometría y métodos electromagnéticos (CSEM). La correlación de los datos SFD® con datos geológico-geofísicos (G&G) es una parte fundamental en la evaluación de las anomalías


SFD® detectadas ya que estas anomalías pueden ser consideradas como prospectos en función de una correlación positiva, ayudando en la reducción del riesgo exploratorio.

Es igualmente importante considerar la necesidad de reducir los costos y tiempos asociados a la exploración de hidrocarburos. El sistema SFD® ayuda a la rápida identificación de las áreas prospecto con potencial de trampa, calidad de depósito y la integridad del sello. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SFD® Metodología El sistema SFD® utiliza sensores a escala cuántica para detectar distorsiones del campo de gravedad inducidas por variaciones de energía debidas al campo de esfuerzos terrestre, principalmente en el plano horizontal. Discontinuidades significativas del subsuelo (anomalías) están intrínsecamente asociadas y dependientes de esfuerzos principales en el subsuelo (Bell, 1996; Zoback, 1998). Como consecuencia, las discontinuidades distorsionan los campos de esfuerzos, dando como resultado un patrón único de esfuerzo in situ. Adicionalmente a los efectos locales, los esfuerzos horizontales principales definen rutas de migración, orientación de los depósitos y la expulsión de fluido (Baranova et al, 2011; Zeng et al, 2004). Las condiciones geológicas del subsuelo necesarias para que SFD® pueda detectar las sutiles distorsiones del campo de gravedad debidas a las variaciones del campo de esfuerzos en dirección horizontal, es la ocurrencia de un cambio estructural y/o estratigráfico (interface) con suficiente diferencia en sus propiedades elásticas. Una fuente importante de variaciones elásticas es la presencia de fluidos atrapados (aceite, gas o agua). Otras fuentes incluyen fallamiento/fracturamiento, sobre-presión, grandes cambios litológicos y límites de cuenca; generalmente, grandes discontinuidades generan distintas respuestas SFD®. Por ejemplo, si una porción de roca seca está en contacto con una roca saturada de fluido, el esfuerzo cortante en la interface estará significativamente reducido, debido a que los fluidos no pueden soportar el esfuerzo cortante o de cizalla, pero la componente normal del esfuerzo se mantiene constante (Walley y Field, 2005). En general, la variación de la componente del esfuerzo cortante o cizalla en el interior de un reservorio dará lugar a la redistribución y cambios de orientación de los campos de esfuerzos. Para efectos de este artículo, el término reservorio solo es usado como referencia a la roca porosa o fracturada que contiene fluidos entrampados. Operación e Interpretación El sistema de adquisición SFD® está instalado dentro de la aeronave; utiliza 22 sensores (6 primarios, 8 secundarios y 8 de Investigación y Desarrollo), la aeronave vuela a una altitud de aproximadamente 3,000 metros sobre nivel del mar o del terreno y una velocidad de aproximadamente 500 km/h (Figura 1). Un estudio SFD® estándar se realiza volando en forma de rejilla con líneas separadas a una distancia de 5 Km, la cual es diseñada para detectar las anomalías con una extensión lineal de 2 km a 20 km. Los Datos SFD® se registran a 2,000 muestras/segundo y la salida se muestra en voltaje (V) vs tiempo de vuelo (segundos). Áreas anómalas que se identifican durante el proceso de interpretación SFD® se les asigna un ranking relativo que es indicativo del potencial de trampa y de reservorio.


Figura 1: El sistema SFD® y un ejemplo de una señal SFD® sobre un campo de 2.5 millones de barriles en

Colombia. Análisis de la señal (frecuencia, amplitud y carácter/cambios de patrón) y la interpretación de cada sensor se llevan a cabo para identificar las áreas prospectivas, sin conocimiento a priori de los datos (G&G) en la trayectoria de vuelo SFD®. Las anomalías también se comparan con la base de datos que NXT posee de señales SFD® que se han obtenido en diferentes ambientes geológicos en todo el mundo y que se utilizan como plantillas para la interpretación. Las Anomalías SFD® se clasifican y categorizan de acuerdo a su prospectividad. Para efectos de este trabajo, el sensor denominado "String" se muestra como un ejemplo de una señal SFD®. Basados en experiencias previas, NXT ha establecido que el área de investigación identificada por los sensores SFD® está en el rango de 1.5 km a cada lado de la trayectoria de vuelo. Los sensores SFD® se adaptan al campo de esfuerzos de fondo y sólo responden a la presencia de una anomalía dentro de la columna sedimentaria. Actualmente, la tecnología SFD® no determina la profundidad de la anomalía o el tipo de fluidos entrampados. ESTUDIO SFD® REALIZADO POR PEMEX La estudio inicial que NXT realizó para PEMEX en el otoño de 2012 se centró en dos objetivos: 1) una prueba "a ciegas" del sistema SFD® en zonas con importante información geológica-geofísica (G&G), y 2) identificación de nuevas áreas prospectivas en el región. El área de estudio es geológicamente compleja y cubre las cuencas Salina del Istmo, Salina del Istmo Golfo profundo, Pilar Reforma Akal, Macuspana, así como parte de la Sierra de Chiapas y de la Plataforma de Yucatán. Los sedimentos de estas cuencas son terrígenos, carbonatos, y en algunas zonas hay presencia de cuerpos salinos.


Figura 2: Programa de Estudio SFD® PEMEX 2012

Como se muestra en la figura 2, la adquisición de datos SFD® se llevó a cabo en dos etapas: en la primera etapa se volaron 3,188 km (líneas verdes) PEMEX comparo los resultados de la interpretación con sus propios datos (G&G). Como resultado, se consideraron 741 kilómetros adicionales (líneas rojas), para incrementar la cobertura de los datos dentro de un área en particular. NXT identificó un total de 72 anomalías clasificadas por su prospectividad dentro de los límites del área de estudio. De estas 72 anomalías 16 se clasificaron como de primer orden, 37 fueron clasificadas como de segundo orden y 19 fueron clasificados como de tercer orden. Sólo las anomalías de primer y segundo orden fueron recomendados para investigación geológica y geofísica adicional, mientras que las anomalías de tercer orden fueron recomendados para realizar una cobertura adicional de vuelos SFD®, posiblemente desde una orientación o dirección diferente. GEOLOGIA La litoestratigrafia de la región consiste de formaciones del Reciente, Plioceno, Mioceno y Oligoceno que se componen principalmente de sedimentos terrígenos. Las Formaciones del Cretácico consisten básicamente de sedimentos de carbonatos, que en general son naturalmente fracturados. Las formaciones del Jurásico Temprano y Triásico Tardío, consisten básicamente de carbonatos, arcillas continentales y cuerpos de sal cuya edad se considera del Jurásico Calloviano (Padilla y Sánchez, 2007; López-Ramos, 1985, Sánchez-Montes de Oca, 1980). Hoy se sabe que las principales rocas almacén son areniscas del Mioceno, calizas del Kimmeridgiano y del Cretácico Superior-Paleoceno, y que las rocas


generadoras de hidrocarburos son principalmente lutitas del Jurásico Tithoniano (Schlumberger, 1984; WEC México 2009). RESULTADOS Y CORRELACIONES Los resultados de la integración de datos SFD® con la información (G&G) de PEMEX muestran una significativa correlación entre las anomalías SFD® y campos petroleros conocidas. Las líneas diseñadas cruzaron un total de 64 campos conocidas de diversos tamaños. PEMEX determinó que SFD® identifico con éxito 47 de estos campos. Los 64 campos identificados representan un total estimado en 12,047.9 Mmbpce de reservas 3P, de este total los 47 campos identificadas representan 11,918.7 Mmbpce. Los 17 campos restantes no identificados tienen una reserva total de 129.2 Mmbpce, estos se encuentran en lugares aislados y tienen una extensión lineal de menos de 2 km. En áreas de actividad exploratoria, las anomalías SFD® detectadas exhiben correlación significativa con prospectos identificados por sísmica, así como con prospectos que fueron confirmados con otros métodos geofísicos. Los resultados demuestran que la tecnología SFD® es capaz de detectar trampas geológicas con potencial de reservorio, independientemente de la litología. Asimismo, la cercanía a o la posición de los cuerpos de sal o el tirante de agua no inhibe las capacidades de SFD®. Los siguientes casos históricos destacan la correlación de las anomalías SFD® en ambientes terrestres y marinos con campos productores y áreas potenciales que actualmente están siendo investigadas por PEMEX. Las anomalías SFD® detectadas PMX-2.44, PMX-2.15, PMX-2.17, PMX-2.16 en la porción marina y PMX-1.11 en la porción terrestre en la trayectoria de la línea de vuelo T1 (340 km) se utilizan en este trabajo para mostrar su correlación con los datos sísmicos de PEMEX (Figura 3).

Figura 3: Correlación sísmica con Anomalías SFD®


Caso A: Porción Marina PMX-2.44, PMX-2.15 y PMX-2.17 La anomalía PMX-2.44 se encuentra en una trampa estratigráfica en el área denominada Golfo Profundo donde la profundidad del tirante de agua está entre 2,400 a 2,600 metros. El objetivo está situado a nivel de Mioceno Superior aproximadamente 3,500 metros por debajo del fondo marino y consiste de secuencias de arenas y arcillas. Este prospecto se encuentra actualmente en evaluación. La longitud de esta anomalía es de aproximadamente 10 km (Figura 4).

Figura 4: Correlación Sísmica con la anomalía SFD® PMX-2.44

La señal SFD® que se registró sobre el prospecto de PEMEX PMX-2.44 se muestra en la Figura 5. Note que en general, cuando la línea base del voltaje es superior a 0.8 V, las anomalías se identifican alrededor de los picos y cuando la línea base del voltaje está por debajo de 0.8 V, las anomalías se identifican en los bajos. La barra superior representa la extensión del área anómala mientras que la barra inferior representa el área de trampa. El centro de la trampa esta aproximadamente a 2,760 segundos, donde se puede observar más intenso el patrón de la señal y los cambios de frecuencia.


Figura 5: Señal SFD® sobre PMX-2.44

La anomalía de segundo orden PMX-2.15 es de 9 km de longitud, situada en una estructura anticlinal en el área del Golfo Profundo donde el tirante agua está entre los 2,000 a 2,500 metros. El objetivo principal está a nivel de Mioceno Superior aproximadamente a 2,800 metros bajo el fondo marino, en secuencias de arenas y arcillas (Figura 6). Este prospecto fue perforado exitosamente con producción de gas.

Figura 6: Correlaciónsísmica con la anomalía SFD® PMX-2.15


La señal SFD® para esta anomalía PMX-2.15 se muestra en la Figura 7. El centro de la trampa esta aproximadamente en 2,950 segundos, donde se puede observar más intenso el patrón de señal y los cambios de frecuencia.


En las anomalías PMX-2.44 y PMX 2.15 han llevado a cabo estudios electromagnéticos de fuente controlada (CSEM) que confirman la presencia de fluido resistivo en estas estructuras (Figura 8).

Figura 8: Correlación de anomalía de resistividad CSEM con las anomalías SFD® PMX-2.44 y PMX-2.15


La anomalía de segundo orden PMX-2.17 es de 9.5 km de largo y se ubica sobre una estructura anticlinal en Golfo Profundo donde la profundidad del tirante de agua está entre los 1,300 y 1,600 metros (Figura 9). El objetivo principal está a nivel de Mioceno Superior donde los sedimentos consisten de secuencias de arenas y arcillas. Este prospecto actualmente se encuentra en evaluación y se ubica en un sistema petrolero probado con un alto potencial de reservorio.

Figura 9: Correlación sísmica con la anomalía SFD® PMX-2.17

La señal SFD® para esta anomalía se muestra en la Figura 10. El centro de la trampa está aproximadamente a 3,250 segundos donde se puede observar más intenso el patrón de señal y los cambios de frecuencia.



De especial interés son dos estructuras sísmicas que no fueron recomendados por SFD® (Figura 11). Esta área fue considerada durante la interpretación SFD® por tener buenos indicadores de trampa pero con baja presencia de reservorio. Esta área finalmente no se recomendó, dado que el proceso de interpretación SFD® está generalmente sesgada a favor de anomalías que muestran tanto una buena trampa como un buen desarrollo de reservorio, tal como la recomendada PMX-2.17. Se observa además que en esta área solo hay una sola línea de vuelo SFD®, por lo que pudo no haber sido atravesada la mejor parte de esta anomalía. Para incrementar la confianza en la identificación de todas las anomalías relevantes, NXT recomienda realizar estudios SFD® en forma de rejilla, por ejemplo de 5 Km x 5 Km de separación entre líneas.

Figura 11: Estructuras sísmicas con débil señal de respuesta SFD®

Caso B: Zona de Transición PMX-2.16

La anomalía de segundo orden PMX-2.16 se ubica en una trampa combinada estructural-estratigráfica, bajo un cuerpo salino en el Golfo de México (Figura 12). Los sedimentos consisten de secuencias de arenas y arcillas del Terciario, donde la profundidad del tirante de agua está entre los 300 a 550 metros. Desde un punto de vista estructural, esta trampa es de gran interés ya que el cuerpo salino actúa como sello en la parte central y aparentemente no hay ninguna falla que permita la migración de fluidos hacia la superficie. Manifestaciones de hidrocarburos se han detectado por medio de campañas geoquímicas cercanas a la posición de esta anomalía cuya extensión es de aproximadamente 18 km. Esta zona se encuentra actualmente en estudio. Este caso pone en manifiesto la capacidad de SFD® para detectar trampas que se encuentran debajo o junto a cuerpos salinos.


Figura 12: Correlación sísmica con la Anomalía SFD® PMX-2.16

La señal SFD® para PMX-2.16 se muestra en la Figura 13. Esta anomalía presenta características de primer orden, sin embargo, fue recomendada como una anomalía de segundo orden ya que solo fue volada una vez. El centro de la trampa está aproximadamente a 3,600 segundos, donde se puede observar más intenso el patrón de señal y los cambios de frecuencia.



Caso C: Porción Terrestre PMX-1.11

La anomalía SFD® PMX-1.11 es de primer orden, está ubicada sobre una trampa estructural asociada a un cuerpo salino de unos 5 km de largo. En esta zona se ubica un conjunto de varios campos importantes productores de aceite y gas en formaciones del Terciario en el estado de Tabasco, con una producción acumulada+remanente 3P (probadas, probables y posibles) de 393 Mmbpce (Secretaría de Energía, 2012). La extensión aproximada de esta anomalía es de 22 km de largo (Figura 14).

Figura 14: PMX-1.11 la sísmica muestra la trampa estructural y el cuerpo de sal asociado.

La señal SFD® de esta anomalía se muestra en la Figura 15. La rápida evolución de la amplitud de la señal indica la presencia de cambios geológicos significativos. Hay dos áreas anómalas muy relevantes centradas aproximadamente en 4,190 segundos y en 4,290 segundos. Los eventos de relajación de la señal son indicadores de una excelente presencia de trampa. Este patrón de señal se ha observado en anteriores estudios SFD® sobre acumulaciones significativas.


Figure 15: Señal SFD® sobre PMX-1.11

Conclusiones

• La integración de datos SFD® con la información (G&G) proporcionada por PEMEX muestra alta correlación entre las anomalías SFD® interpretadas con los campos productores de hidrocarburos conocidos.

• Las anomalías SFD® tienen una correlación significativa con las estructuras sísmicamente interpretadas de PEMEX en áreas de actividad exploratoria.

• En regiones con poca o nula información (G&G), nuevas áreas de oportunidad exploratoria fueron identificadas por SFD®.

• SFD® es más eficaz en la detección de anomalías con una extensión lineal mayor de 2 km. • La tecnología SFD tiene la capacidad de detectar estructuras geológicas susceptibles de

almacenar fluidos sin importar la profundidad del tirante de agua o presencia de sal. • SFD es efectiva tanto en el mar como en tierra. • El sistema SFD ayuda a la rápida identificación de áreas prospectivas con potencial de trampa,

calidad de depósito e integridad del sello. • SFD ayuda a enfocar y a priorizar los programas de adquisición sísmica.

Agradecimientos

Agradecemos a todo el personal involucrado en el desarrollo de este proyecto. Especialmente al personal de exploración de PEMEX por permitir el uso de información propiedad de PEMEX que se muestra en este trabajo.


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