Caracterización de propiedades petrofísicas mediante inversión sísmica geoestadística en la formación carbonera, Cuenca Llanos, Colombia

Abstract

Se evalúa de manera sistemática el poder de predicción de las propiedades petrofísicas por medio de inversión elástica geoestadística para conocer la disposición espacial de la calidad de reservorio en el subsuelo, esta técnica ha sido implementada en un área de la Cuenca Llanos, Colombia, donde existe la necesidad de lograr una menor incertidumbre en la caracterización de la Formación Carbonera. Para este propósito se contó con datos de calidad aceptable y entre los que se tienen 250 Km2 de datos de sísmica 3D y 117 pozos verticales con registros de porosidad efectiva, gamma ray y facies, de los cuales 17 cuentan con registros de Densidad y Velocidad tanto de onda P como S. La correlación estadística con respecto a los registros de pozos es mayor respecto a la correlación obtenida al usar geoestadística o inversión sísmica separadamente; La inversión elástica geoestadística combina ambas técnicas construyendo múltiples modelos de probabilidad conjunta por medio de inferencia bayesiana dando hasta cinco veces más resolución vertical a la que se obtiene por inversión elástica determinística, se pudo extraer los principales geocuerpos de reservorio, asi como entender porque el C7 es el intervalo estratigráfico con las mejores propiedades petrofísicas, sus areniscas poseen mayor amalgamamiento lateral y apilamiento vertical asi como una mayor proporción de areniscas con porosidades efectivas mayores al 25%, mientras que en las areniscas de los intervalos C5, C3 y C1 estas características se ven disminuidas y donde el crudo pesado entre 8 y 12 grados API presente en el área no pudo entramparse. (Texto tomado de la fuente)

The predictive power of petrophysical properties is systematically evaluated through of geostatistical elastic inversion to know the spatial distribution of the reservoir quality in the subsurface, this technique has been implemented in an area of the Llanos Basin, Colombia, where is necessary to achieve less uncertainty in the characterization of the Carbonera Formation. For this purpose, we had data of acceptable quality and have 250 Km2 of 3D seismic data and 117 vertical wells with well logs of effective porosity and facies, 17 have Density and Velocity both P and S. The degree of estimation of the resulting models is measured, getting less uncertainty when compare these with obtained using geostatistics or seismic inversion separately, geostatistical elastic inversion combines both techniques by building multiple joint probability models through of Bayesian inference giving up to five times more vertical resolution than that obtained by deterministic elastic inversion, it was possible to extract the main reservoir geobodies, as well as understand because C7 is the stratigraphic interval with the best petrophysical properties, its sandstones have greater lateral amalgamation and vertical stacking as well as a higher proportion of sandstones with effective porosities as higher than 25%, while in the sandstones of the C5, C3 and C1 intervals these characteristics are diminished and where the heavy crude between 8 and 12 degrees API present in the area cannot be accommodated.