Caracterización de reservorio mediante el coeficiente de atenuación acústica

Abstract

La exploración de los hidrocarburos ha llevado a desarrollar una gran cantidad de técnicas con el fin de aumentar la capacidad de recobro de los reservorios y entender el comportamiento de los fluidos dentro del mismo. El estudio de los hidrocarburos pesados a través de la sísmica, ha requerido tener en cuenta factores tales como la viscosidad, la velocidad de propagación de la onda acústica a través del medio y la manera en que se comporta y se atenúa la energía sísmica con el fin de mejorar las interpretaciones. Una de las características que se puede obtener de la sísmica es la atenuación, la cual está relacionada con la pérdida de energía debido al desplazamiento de la ondícula en el subsuelo que a su vez es afectado por las hetereogenidades presentes, entre ellas, la presencia de fluidos. Esta absorción de energía afecta la forma de las ondículas en la distancia y el tiempo. En este trabajo se partió del conocimiento de una zona en los llanos orientales de Colombia con presencia probada de hidrocarburos, la cual posee información de adquisición sísmica 2D, 3D y registros de pozo. Se procedió a identificar las características petrofísicas de la zona a partir de registros de pozo (resistividad, gamma ray, porosidad, velocidad, etc) y posteriormente se delimitó el reservorio con presencia de crudo. Una vez identificada la zona, se aplicó sobre la información sísmica apilada el algoritmo de descomposición buscando el ajuste conocido como Matching Pursuit Descomposition (MPD), el cual permitió obtener un espectro de frecuencias en tiempo definido y de alta resolución. Con base en este insumo, se calculó una función de atenuación y un valor de factor de calidad Q usando la técnica de análisis de compensación de amplitudes según Wang y Pann (1996). El valor de calidad de la roca en la zona correspondiente al reservorio se hizo la comparación de los valores obtenidos por la información tanto en la 2D como en la 3D y una sísmica VSP (Vertical Seismic Profile); Para poder hacer una correlación de la información obtenida se calculó también la atenuación directamente de registros de pozo aplicando las técnicas propuestas por Liner (2012). Finalmente, se obtuvo una imagen de la sísmica 2D, 3D y del VSP en función a la atenuación permitiendo analizar la relación de los resultados entre las zonas del reservorio con presencia de fluido, así como la relación con los parámetros geofísicos antes identificados y la correlación de los resultados con la información proveniente de los pozos e identificando una correlación entre la presencia de fluido de hidrocarburo pesado y el valor de roca Q calculado.

Abstract. Hydrocarbon exploration has developed a large number of techniques in order to increase the recovery capacity of reservoirs and to understand the behavior of fluids therewithin. The study of heavy hydrocarbons by means of seismic tools has required to take into account factors such as viscosity, speed of sound propagation and the way that how the seismic energy is attenuated and behaves, in order to improve its performance. In this research, started from the knowledge of a previous zone in the eastern plain of Colombia with presence of hydrocarbons. We used the 2D, 3D and Vsp seismic data and well logs, to identify the geophysical characteristics of the area. Subsequently, once identified the presence of oil reservoir, decomposition algorithm is applied to the stacked seismic data looking for the adjustment (Matching Pursuit decomposition) and thus obtained a bettered defined frequency spectrum. Given this new input, a function of attenuation is calculated to get a value of quality factor Q, using the technique of analysis of amplitude compensation by Wang y Pann (1996). With this value of rock quality in the area corresponding to the reservoir, proceed to use the information to calculated attenuation suffered by both: gathers and pre-stack seismic. To make a correlation of the information obtained must be calculated the attenuation directly from well logs using the techniques proposed by Liner (2012), using the attenuation Backus equation. Finally, an image is obtained in function of the attenuation, allowing us make the analysis between the areas of the reservoir with fluid presence and its relation with the previously identified geophysical parameters, and the correlation of results with information from wells.