proyecto terminal todo

INSTITUTO POLITECNICO

NACIONAL

Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura

Unidad Ticomán

INTEGRACIÓN DE DATOS GEOFÍSICOS Y GEOLÓGICOS UTILIZANDO SOFTWARE ESPECIALIZADO EN LA PARTE OCCIDENTAL DE UN CAMPO AL SURESTE DE MÉXICO

P R O Y E C T O T E R M I N A L

PARA OBTENER EL GRADO DE

INGENIERO GEOFISICOINGENIERO GEOFISICOINGENIERO GEOFISICOINGENIERO GEOFISICO

PRESENTA

NARCEDALIA JUAYERK HERRERA

ASESOR DE PROYECTO

ING. EFREN MURILLO CRUZ

MÉXICO, DF. JUNIO 2009

INTEGRACIÓN DE DATOS GEOFISICOS Y GEOLOGICOS UTILIZANDO SOFTWARE

ESPECIALIZADO EN LA PARTE OCCIDENTAL DE UN CAMPO AL SURESTE DE MÉXICO

1

Í N D I C EÍ N D I C EÍ N D I C EÍ N D I C E

RESUMENRESUMENRESUMENRESUMEN

ABSTRACTABSTRACTABSTRACTABSTRACT

I. INTRODUCCIÓNI. INTRODUCCIÓNI. INTRODUCCIÓNI. INTRODUCCIÓN

I.1 Objetivo

I.2 Metodología de Trabajo

I.3 Localización

I.4 Descripción del campo

II. MARCO GEOLOGICOII. MARCO GEOLOGICOII. MARCO GEOLOGICOII. MARCO GEOLOGICO

II.1 Geología Regional

II.2 Marco Tectónico

II.3 Evolución Tectónica

II.3.1 JURÁSICO

Triásico Tardío- Jurásico Temprano

Jurásico Medio

Jurásico Tardío

II.3.2 CRETÁCICO

Cretácico Temprano

Cretácico Medio

Cretácico Tardío

II.3.3 PALEÓGENO

Paleoceno

Eoceno

Oligoceno

II.3.4 NEÓGENO

Mioceno

Plioceno-Pleistoceno

II.4 Estratigrafía

II.4.1 Paleozoico

II.4.2 Jurásico

II.4.3 Cretácico

II.4.4 Paleoceno

II.4.5 Eoceno

II.4.6 Oligoceno

II.4.7 Mioceno

II.4.8 Plioceno

II.4.9 Pleistoceno

II.4.10 Reciente

II.5 Sistema Petrolero

II.5.1 Roca generadora

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2

II.5.2 Rocas Almacenadoras

II.5.3 Rocas Sello

II.5.4 Trampas asociadas al potencial de hidrocarburos

II.5.5 Productividad de los yacimientos

III.III.III.III. MARCO GEOFISICOMARCO GEOFISICOMARCO GEOFISICOMARCO GEOFISICO

III.1 Prospección Sismológica

III.1.1 Adquisición Sísmica 3-D

III.1.2 Procesado de Datos Sísmicos

III.1.3 Atributos Sísmicos

III.1.4 Curvas T-Z

III.2 Registros Geofísicos

III.2.1 Tipos de herramientas

III.2.2 Registros Nucleares

III.2.3 Registro de Neutrón Compensado

III.2.4 Registro de Litodensidad Compensado

III.2.5 Registro de Rayos Gamma

III.2.6 Registros Acústicos

III.2.7 Registro Sónico

III.2.8 Registros de Resistividad

III.2.9 Resolución de los registros geofísicos de pozo

IV. INTERIV. INTERIV. INTERIV. INTERPRETACIÓNPRETACIÓNPRETACIÓNPRETACIÓN

IV.1 Petrel

IV.1.1 Importación de datos

IV.1.1.1 Importar datos sísmicos

Cropping and Realizing

IV.1.1.2 Importar pozos

Well Heads

Well Logs

IV.1.1.3 Importar cimas geológicas

IV.1.2 Módulo geofísico

IV.1.2.1 Sección arbitraria

IV.1.2.2 Seleccionado de horizonte

IV.1.2.3 Atributos sísmicos IV.1.2.4 Generación de superficie

IV.2 PetroMod

IV.2.1 PetroMod 1D

IV.2.2 Datos de entrada

IV.2.3 Datos de salida

IV.2.3.1 Porosidad

IV.2.3.2 Temperatura

IV.2.3.3 Permeabilidad

IV.2.3.4 Presión

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V. RESULTADOV. RESULTADOV. RESULTADOV. RESULTADOSSSS

V.1 Superficie JST

V.2 Descompactación de espesores

V.2.1 Curva de sepultamiento

V.2.2 Importar líneas

V.2.3 Graficas

V.2.3.1 Jurásico Superior Tithoniano

V.2.3.2 Cretácico Superior San Felipe

V.2.3.3 Eoceno

V.2.3.4 Concepción inferior

CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

BBBBIBLIOGRAFÍAIBLIOGRAFÍAIBLIOGRAFÍAIBLIOGRAFÍA

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RESUMENRESUMENRESUMENRESUMEN

Hoy en día existen software que facilitan la interpretación de datos

sísmicos, así como el análisis de una cuenca. Esto arroja una idea mas

precisa acerca de la productividad que puede tener un yacimiento, así como

los métodos que se pueden utilizar para una mejor explotación.

En los siguientes capítulos se hará una interpretación y análisis de

la depositación de una cuenca. Empleando herramientas computacionales que

faciliten dichos estudios.

En el primer capítulo se proporciona una idea general de lo que se

pretende hacer en dicho proyecto, haciendo una descripción breve del área en

estudio. En los siguientes dos capítulos se recopilará la información de la

geología presente en la zona, así como la descripción de los métodos

geofísicos requeridos para la obtención de los datos que se utilizaron en el

proyecto.

La interpretación, capitulo IV, describe los pasos que se siguieron

durante el uso de los software, esto podría utilizarse como un tutorial. El

siguiente capitulo que corresponde al de resultados, muestra lo que se obtuvo

durante la interacción de ambos software.

Como idea general se puede decir que en este proyecto se utilizaron

dos software Petrel® y PetroMod®, los cuales facilitaron la interpretación

y análisis de la cuenca estudiada.



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ABSTRACTABSTRACTABSTRACTABSTRACT

Nowadays there are software that facilitates the interpretation of

seismic data, as well as the analysis of a basin. This gives a more precise

idea about how much productive can be a deposit, as well as the methods can

be use for a better explotation.

In the following chapters there will be done an interpretation and

analysis of the deposit of a basin. Using software to facilitate these

studies.

The first chapter gives a general idea of what is to be done in the

project giving the general characteristics of the area under study. The

following two chapters provide information of the geology of the area, as

well as a description of the geophysical methods used to obtain data that

were used in the project.

The interpretation, chapter IV, describes the steps that followed to

employ the software, this could be used as a tutorial. The next chapter that

corresponds to the results shows what is obtained during the interaction of

both software.

As a general idea can be said that this project used software,

Petrel® and PetroMod®, which facilitated the interpretation and analysis of

the basin studied.



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I. INTRODUCCIÓNI. INTRODUCCIÓNI. INTRODUCCIÓNI. INTRODUCCIÓN

Los trabajos de exploración geológica y de explotación petrolera, han

permitido evaluar el potencial petrolero de la República Mexicana y

jerarquizar áreas en que se ha dividido el terreno nacional en: productoras,

con posibilidades a corto y mediano plazo, potencialmente petrolíferas y

áreas sin posibilidades.

Casi toda el área que actualmente producen hidrocarburos, se hallan en

la Planicie Costera del Golfo de México, sobre la franja que se extiende

desde la frontera con Estados Unidos, hasta la margen occidental de la

Península de Yucatán y del frente de la Sierra Madre Oriental hasta la

Plataforma Continental del Golfo de México.

En este trabajo se utilizan los datos sísmicos y geológicos para hacer

un análisis del comportamiento de la cuenca. A partir de este análisis se

hace una interpretación cualitativa del campo.

El proceso de interpretar datos consiste en transformar o traducir

mediciones que se realizan en la superficie de la Tierra a modelos o imágenes

en el subsuelo que representen las propiedades físicas de las rocas.

Hoy en día se han desarrollado software que permiten hacer modelos

tridimensionales con los datos obtenidos. Y así poder obtener una imagen más

precisa del subsuelo, lo cual permite obtener una idea mas precisa sobre las

estructuras geológicas y sus propiedades petrofísicas.

Y a través de actividades que permitan, por medio de software,

desarrollar habilidades en estas áreas de disciplina, en el conocimiento de

la geofísica y su aplicación, ya que el análisis de yacimientos de

hidrocarburos requiere de tecnologías de nuevo desarrollo debido a la

complejidad de las estructuras en el subsuelo y a la variación en la

distribución de los yacimientos.



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I.1 I.1 I.1 I.1 ObjetivoObjetivoObjetivoObjetivo

• Aplicación de software que facilitan la utilización de datos

sísmicos para la interpretación.

• Obtención de parámetros petrofísicos a partir de datos

geológicos, con la ayuda de un software.

• Realizar un análisis de la evolución de una cuenca.

• Desarrollo de un proyecto terminal durante 8 y 9 semestre de la

carrera que permita presentar el examen profesional y así

obtener el titulo.

I.2 I.2 I.2 I.2 Metodología dMetodología dMetodología dMetodología de Trabajoe Trabajoe Trabajoe Trabajo

En este trabajo se utilizaron herramientas computacionales, es por

ello que en esta metodología se presenta de manera resumida lo que se realizo

en cada software. Ya que se deben conocer sus diferentes funciones y

aplicaciones, tales como la importación o exportación de datos y sus

formatos, flujos de trabajos para la fase de interpretación de datos

sísmicos, creación de gráficos, etc.

Petrel® y PetroMod® tienen una interface accesible en computadoras

por medio de ventanas que incluyen barras que contienen menús, herramientas,

funciones por medio de iconos e información de los objetos desplegados.



8

Fig.Fig.Fig.Fig.1.1 Metodología de trabajo1.1 Metodología de trabajo1.1 Metodología de trabajo1.1 Metodología de trabajo



9

I.3 I.3 I.3 I.3 LocalizaciónLocalizaciónLocalizaciónLocalización

El campo A16M esta localizado en el estado de Tabasco, en la parte

central del área Chiapas – Tabasco. Se encuentra a 50Km al noroeste de la

ciudad de Villahermosa, Tabasco, muy cerca de la localidad de Heroica

Cárdenas o Cárdenas (12Km NNW).

Fig.Fig.Fig.Fig.1.2 Mapa de localización del campo A16M1.2 Mapa de localización del campo A16M1.2 Mapa de localización del campo A16M1.2 Mapa de localización del campo A16M (Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)....

I.4 I.4 I.4 I.4 Descripción del campoDescripción del campoDescripción del campoDescripción del campo

Este campo se encuentra en la parte central del área de Chiapas –

Tabasco, dentro de las cuencas Terciarias del Sureste. Este campo esta

situado en un anticlinal alargado, con una orientación NW – SE, limitado en

sus flancos por fallas inversas. El campo cubre un área de 45 Km2, cuenta con

un espaciamiento de 1 kilómetro entre cada pozo. Este campo fue descubierto

en 1981 y se compone de 2 yacimientos probados con edades del Jurásico

Superior Kimmeridgiano y del Cretácico Inferior. Los yacimientos son de

aceite volátil con densidad de 38 grados API.



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II. II. II. II. MARCO GEOLOGICOMARCO GEOLOGICOMARCO GEOLOGICOMARCO GEOLOGICO

Se presentan los rasgos estructurales y geológicos de la zona en

estudio. Para conocer su comportamiento ya que las placas tectónicas han jugado

un papel muy importante en la configuración actual de la República Mexicana y sobre

todo en el origen de las actuales cuencas productoras del país.

II.1II.1II.1II.1 Geología RegionalGeología RegionalGeología RegionalGeología Regional

El campo esta situado en un anticlinal alargado, con una orientación

NW – SE, limitado en sus flancos por fallas inversas. Esta estructura es

atravesada por una falla normal.

Las fallas inversas fueron generadas por el empuje ejercido por la sal

dando origen a una expulsión tipo Pop – up.

Fig.Fig.Fig.Fig.2.12.12.12.1 Unidades estructurales (Schlumberger, 1984)Unidades estructurales (Schlumberger, 1984)Unidades estructurales (Schlumberger, 1984)Unidades estructurales (Schlumberger, 1984)



11

II.2 II.2 II.2 II.2 Marco Tectónico Marco Tectónico Marco Tectónico Marco Tectónico

Los principales elementos tectónicos mesozoicos y terciarios que

controlaron el depósito y deformación de las secuencias sedimentarias

mesozoicas y terciarias, así como la generación de hidrocarburos en el

oriente y noreste de México son:

La Isla o Península de Coahuila, el Golfo Mesozoico de Sabinas, la

Península de Tamaulipas, El Antiguo Golfo de México, la Cuenca de Burgos, el

Archipiélago de Tamaulipas – Yucatán, la Cuenca de Tampico – Tuxpan, el

bloque tectónico de Teziutlán, la Cuenca de Veracruz, el Bloque Tectónico de

los Tuxtlas, la Cuenca Salina Del Istmo, el Pilar tectónico de Reforma –

Akal, la cuenca de Macuspana, la Plataforma de Chiapas y la Franja plegada de

la Sierra Madre Oriental.

II.3 II.3 II.3 II.3 Evolución Tectónica Evolución Tectónica Evolución Tectónica Evolución Tectónica

La evolución tectónica del sureste mexicano es analizada en el

contexto regional del Golfo de México que inicia su apertura con la

fragmentación y dispersión de la Pangea.

Fig.2.2Fig.2.2Fig.2.2Fig.2.2 Modelo de la evolución tectónica del Golfo de México (Diegel et el; Modelo de la evolución tectónica del Golfo de México (Diegel et el; Modelo de la evolución tectónica del Golfo de México (Diegel et el; Modelo de la evolución tectónica del Golfo de México (Diegel et el;

1995)1995)1995)1995)



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II.3.1 JURÁSICOII.3.1 JURÁSICOII.3.1 JURÁSICOII.3.1 JURÁSICO

Triásico TardíoTriásico TardíoTriásico TardíoTriásico Tardío---- Jurásico TempranoJurásico TempranoJurásico TempranoJurásico Temprano

Durante el Triásico Tardío-Jurásico Temprano, el Noroeste de Sudamérica se

encontraba en lo que actualmente es el centro y sur de México. Durante el Triásico

Tardío la futura cuenca del Golfo de México se encontraba emergiendo y estaba

dominada por esfuerzos tensionales que causaron el continuo desarrollo de un extenso sistema de grabens y la acumulación en ellos de una secuencia de lechos rojos y de materiales volcánicos, los cuales fueron el resultado de la erosión de las rocas

expuestas (Meneses-Rocha, 1987).

Fig.Fig.Fig.Fig.2.32.32.32.3 Reconstrucción Tectónica del TriásicoReconstrucción Tectónica del TriásicoReconstrucción Tectónica del TriásicoReconstrucción Tectónica del Triásico----Jurásico Temprano (Pindell y Kennan, Jurásico Temprano (Pindell y Kennan, Jurásico Temprano (Pindell y Kennan, Jurásico Temprano (Pindell y Kennan,

2001).2001).2001).2001).

Jurásico Medio Jurásico Medio Jurásico Medio Jurásico Medio

El proceso tectónico de separación de la Pangea prevaleció hasta el

final del Jurásico Medio pero quizá alcanzó el inicio del Jurásico Superior

(Oxfordiano Inferior), época en la cual la sedimentación continental estuvo

totalmente controlada por procesos tectónicos distensivos.

El avance transgresivo de las aguas del Pacífico hacia el oriente fue

invadiendo el área del actual Golfo de México para formar extensos cuerpos de

agua hipersalinas, con una circulación sumamente restringida y, quizá también

un clima de tipo desértico, lo que favoreció el depósito de grandes volúmenes

de evaporitas en la parte central del Golfo de México.

Es muy probable que durante la etapa temprana del proceso de

rompimiento rifting, la corteza continental sólo haya estado sujeta a



13

hundimientos lentos y a ensanchamiento de los sistemas de fosas que poco a

poco fueron inundados por las aguas del Pacífico. La evidencia con que se

cuenta en la actualidad indica que toda la sal del Golfo de México se

deposito durante el calloviano (164-159Ma), en una gran cuenca de miles de

kilómetros cuadrados, que hoy se encuentra dividida en dos partes, una al

norte y otra al sur, por una franja en donde no hay sal, de orientación

aproximada este-oeste en la porción central del Golfo.

Fig.Fig.Fig.Fig.2.42.42.42.4 Reconstrucción Tectónica del CallovReconstrucción Tectónica del CallovReconstrucción Tectónica del CallovReconstrucción Tectónica del Callovianoianoianoiano----Oxfordiano Oxfordiano Oxfordiano Oxfordiano (Pindell y Kennan, 2001).(Pindell y Kennan, 2001).(Pindell y Kennan, 2001).(Pindell y Kennan, 2001).

Los sedimentos del Oxfordiano representan la fase inicial de la transgresión

del Jurásico Tardío, siendo depositados en ambientes proximales o litorales. La

plataforma de Yucatán comenzó a separarse de la Placa Norteamericana moviéndose hacia

al sur, su posición actual.

Jurásico Tardío Jurásico Tardío Jurásico Tardío Jurásico Tardío

Durante este periodo la transgresión continuó a lo largo de la Cuenca del

Golfo de México, y una plataforma carbonatada fue rodeada por barreras oolíticas.

Fueron depositados calizas arcillosas, mudstones, dolomitas oolíticas y bancos de un

ambiente marino abierto somero (Quezada-Muñetón, op cit.).

El tiempo de formación de la Cuenca del Golfo de México se incrementó

marcadamente después de la acumulación de los depósitos de sal. Durante la parte

temprana del Jurásico Tardío el movimiento de la plataforma de Yucatán comenzó su

movimiento con dirección hacia su posición actual (Salvador, op cit.).



14

Durante el Tithoniano, el piso marino se desarrolló en la parte central del

Golfo de México, configurando un marco tectónico diferente de la etapa temprana de su

apertura (Pindell y Kennan, 2001).

Fig.Fig.Fig.Fig.2.52.52.52.5 Reconstrucción tectónica del Reconstrucción tectónica del Reconstrucción tectónica del Reconstrucción tectónica del Tithoniano Tithoniano Tithoniano Tithoniano (Pindell y Kennan, 2001)(Pindell y Kennan, 2001)(Pindell y Kennan, 2001)(Pindell y Kennan, 2001)

La transgresión del Jurásico Tardío tuvo su máximo alcance durante el

Tithoniano. Durante ese tiempo el mar avanzó sobre las tierras que lo rodeaban y

cubrió la mayoría de las islas que todavía permanecen alrededor del perímetro del

antiguo Golfo de México (Salvador, op cit.). Durante este tiempo continuó la

subsidencia térmica combinada con un aumento eustático del nivel del mar provocando

que la rampa sedimentaria se moviera con dirección hacia el continente. La

velocidad de subsidencia se hizo más lenta y predominó la sedimentación de

secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos, en las cuales

aumentó considerablemente la presencia de organismos, probablemente

favorecido por un clima templado. Los pilares formados en el basamento

premesozoico bordeando la parte occidental del Golfo de México permanecieron

emergidos y aportando sedimentos clásticos cada vez en menores cantidades a

medida que el relieve topográfico disminuía. La estabilidad tectónica fue tan

grande que las rocas depositadas conservaron características litológicas muy

similares en toda la cuenca del Golfo de México.



15

II.3.2 CRETÁCICOII.3.2 CRETÁCICOII.3.2 CRETÁCICOII.3.2 CRETÁCICO

Cretácico TempranoCretácico TempranoCretácico TempranoCretácico Temprano

Durante el Cretácico Temprano la corteza oceánica Proto-Caribeña continuó

creciendo para formar la Placa que separaría a Sudamérica de Norteamérica y Yucatán

alcanzó su posición final (Pindell y Kennan, op cit.; Salvador, op cit.). Algunos márgenes pasivos se extendieron a lo largo del margen SE de los bloques de Yucatán y

el de Chortis. La subducción de la placa Caribeña en el amplio hueco entre

Norteamérica y Sudamérica, generó un arco de islas. La cuenca del Golfo de México fue

cubierta en su mayoría por el mar. Durante este periodo se interpreta una gran

estabilidad tectónica, gracias a los enormes depósitos de calizas que se acumulaban

durante su constante subsidencia con un poco de deformación local y el desarrollo de

fallas y alguna deformación relacionada a los depósitos jurásicos de sal subyacentes

(Mc Farland & Menes, 1991).

La península de Yucatán y el macizo de Chiapas, permanecieron emergentes. A

lo largo de la parte Noreste del Macizo de Chiapas se depositaron para el Berriasiano

areniscas continentales de color rojizo, y conglomerados de la Formación Todos

Santos.

Fig.Fig.Fig.Fig.2.62.62.62.6 Reconstrucción Tectónica del Cretácico Temprano (Pindell y Kennan, 2001).Reconstrucción Tectónica del Cretácico Temprano (Pindell y Kennan, 2001).Reconstrucción Tectónica del Cretácico Temprano (Pindell y Kennan, 2001).Reconstrucción Tectónica del Cretácico Temprano (Pindell y Kennan, 2001).

Cretácico Medio Cretácico Medio Cretácico Medio Cretácico Medio

El máximo desarrollo de las plataformas carbonatadas en la cuenca del Golfo

de México fue durante el Albiano. Durante este tiempo se registró un aumento en el

nivel del mar, incluyendo la península Yucatán que fue cubierto con aguas someras.

Las rocas del Albiano en las periferias del Golfo de México son predominantemente

carbonatos. Para este tiempo se desarrollaron algunas discontinuidades dentro del



16

área, teniendo la ausencia del Cretácico Medio en algunas localidades. Este

“hiatus” refleja el “paso” del punto triple formado entre las placas de Kula-

Farallón y la Norteamericana (Fase Austriaca (Carfantán, 1977, in Quezada, op cit.)).

Para el Cretácico Medio - Cretácico Tardío actúa la subducción de los arcos

cordilleranos de Cuba, seguido por la colisión del sur de Cuba con la Placa

Norteamericana (Meschede, M. & Frisch, W., 1998).

Cretácico TardíoCretácico TardíoCretácico TardíoCretácico Tardío

Durante el Campaniano, la proporción de la expansión de la Placa Proto-

Caribeña comenzó su declive (Pindell and Cande, 1988). Debido al movimiento relativo de Sudamérica con respecto a África, un pequeño movimiento tomó lugar entre las

placas de Norteamérica y Sudamérica. Como consecuencia, la expansión del piso marino

en el Proto-Caribe llegó a su fin. Durante este tiempo la Placa Caribeña continuó

moviéndose hacia el NE entre Norteamérica y Sudamérica (Pindell and Cande, op cit.).

Fig.Fig.Fig.Fig.2.7 2.7 2.7 2.7 Reconstrucción tectónica del Reconstrucción tectónica del Reconstrucción tectónica del Reconstrucción tectónica del Cretácico Tardío (Pindell y Kennan, 2001).Cretácico Tardío (Pindell y Kennan, 2001).Cretácico Tardío (Pindell y Kennan, 2001).Cretácico Tardío (Pindell y Kennan, 2001).

Durante el Cretácico Tardío y Terciario Temprano, el arco de islas de las

Antillas Mayores continuó moviéndose hacia el noreste, consumiéndose la corteza

oceánica Proto-Caribeña. Cuando esta placa se movió, esta colisionó primero con la

Península de Yucatán en el Campaniano, y después con la plataforma de Bahamas

(Pindell & Kennan, op cit.). Durante el Campaniano probablemente el Bloque Chortis comenzó a migrar hacia el Este, continúa el enfriamiento de los granitos en el

Suroeste de México (Schaaf et al., 1995) y el depósito de sedimentos clásticos continentales en el sur de México (Meneses-Rocha, et al., 1994). En este tiempo, el depósito de carbonatos cambió hacia la parte noreste de la cuenca del Golfo de

México. En México la fuente de influencia de sedimentos terrígenos cambió hacia el

Oeste, reflejando así las etapas tempranas de la Orogenia Laramídica en el Noroeste



17

de México. En el Maastrichtiano , el desplazamiento de la Placa de Farallón hacia el

Noreste, da lugar la Orogenia Laramide, creando importantes estructuras en el NW del

país. La Orogenia Laramide que continuó por todo el Maastrichtiano en el noreste de

México, marca un periodo de gran influencia de clásticos terrígenos del oeste a las

fuentes del sureste. En el Sureste de México, tomó lugar el eco de este evento

compresional, desarrollando plegamientos ligeros de bajo relieve estructural, con una orientación NW-SE (Varela-Santamaría, et al., 1997). En el noroeste de México el movimiento oblicuo entre la Placa de Kula y México, provocó una migración inicial de

Baja California con un desplazamiento hacia el Norte (Sedlock et al., 1993, entre otros).

La parte inferior de los depósitos del Cretácico Superior en el Sureste de

México son predominantemente marinos. En Chiapas se depositó una gruesa secuencia de

calizas llamada Caliza Sierra Madre (Sánchez, Montes de Oca, 1969). Algunos

carbonatos de aguas someras y evaporitas fueron acumuladas en la plataforma de

Yucatán, hasta el resto del Cretácico Tardío. Del Campaniano hasta el Maastrichtiano

continuó el depósito de sedimentos terrígenos y calizas bioclásticas a lo largo de la

Plataforma de Valles-San Luis Potosí (Meneses-Rocha, et al, op cit.). El área de estudio se caracterizó por depósitos de plataforma y de cuenca. Algunas rocas del

límite Cretácico-Paleoceno, hospedan el campo Cantarell, uno de los más ricos

productores petroleros en el mundo.

II.3.3 II.3.3 II.3.3 II.3.3 PALEÓGENO PALEÓGENO PALEÓGENO PALEÓGENO

Paleoceno Paleoceno Paleoceno Paleoceno

Entre el Paleoceno y Eoceno Medio fue un periodo de transición. Los límites

antiguos de placas se volvieron inactivos y nuevos límites de placas fueron formados.

Las placas Norteamericana y Sudamericana comenzaron un movimiento hacia el Oeste. La

cuenca de Yucatán se abrió como el resultado de la apertura dentro del arco de islas,

arreglo que hubo colisionado con la Plataforma de Bahamas. El levantamiento asociado

a la Orogenia Laramide avanzó hacia el Este y terminó durante el Paleoceno y Eoceno

Temprano con la formación de la Sierra Madre Oriental del Este de México (Pindell &

Kennan, op cit.). Este episodio orogénico, plegó, falló y levantó la sección

carbonatada del Cretácico y desarrolló un complejo cinturón plegado de la Sierra

Madre Oriental, modificando drásticamente la paleogeografía del flanco oeste de la

actual cuenca del Golfo de México, bloqueando la comunicación del Océano Pacífico y

el Golfo de México. Fue así que se desarrollaron las llamadas cuencas Terciarias del

Sureste –la cuenca Salina del Istmo, Comalcalco y la de Macuspana-. La cuenca de

Veracruz fue desarrollada durante el Paleoceno Temprano al este de la plataforma de

Córdoba y cubre una parte de la Planicie Costera del Golfo.



18

Fig.Fig.Fig.Fig.2.2.2.2.8888 Reconstrucción tectónica del Paleoceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Paleoceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Paleoceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Paleoceno (Pindell & Kennan, 2001).

La secuencia sedimentaria del Paleoceno está ampliamente distribuida a lo

largo de toda la Planicie Costera del Oeste de la Cuenca del Golfo de México. El

evento Post-Laramídico y la subsidencia térmica indujeron la flexión y el

hundimiento de la planicie abisal (Ortuño, F. et al., 1998).

EocenoEocenoEocenoEoceno

El movimiento de la placa de Farallón cambió del este hacia el norte y

durante el Eoceno Temprano se formó un nuevo límite a lo largo de la Placa Caribeña

la cual unió la tendencia Este-Oeste de la falla transformante Motagua-Polochic. La

extensa falla transformante sinestral esta caracterizada por una clara deformación

cinemática de rocas miloníticas en México (Oaxaca) y Guatemala. Este nuevo límite de

Placa transfirió el bloque Chortis y asoció los terrenos de la Placa de Norteamérica

y los agregó a la placa del Caribe. La colisión Cubana y el desarrollo del canal de

Caymán como una cuenca de Pull-apart, permitiendo que la placa Caribeña comenzara a

desplazarse hacia el Este (Pindell and Kennan, op cit.; Pindell and Cande op cit.). Hacia el Norte de México la Sierra Madre Oriental se formó y finalizó la etapa

compresional (Pindell and Cande, op cit.).

OligocenoOligocenoOligocenoOligoceno

En el Oligoceno Temprano el movimiento de Norte y Sudamérica relacionado a la

Placa Caribeña a lo largo de la Falla Motagua-Polochic continuó hacia el Oeste. El

levantamiento de Nicaragua fue extendido hacia el Noreste cuando el bloque Chortis

rotó alrededor de la saliente de Yucatán. La transgresión sinestral a lo largo del

sureste de México comenzó a acortarse en la Sierra de Chiapas en dirección SW-NE. La

trinchera mexicana Motagua que transformó la unión triple de la trinchera de Chortis

en el Sureste de México migró hacia el Este, permitiendo un volcanismo de arco en el



19

Sureste de México para propagarse hacia el Este cuando el Bloque Chortis se movió a

lo largo del margen.

Fig.2.9Fig.2.9Fig.2.9Fig.2.9 Reconstrucción tectónica del Oligoceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Oligoceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Oligoceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Oligoceno (Pindell & Kennan, 2001).

Para el Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano la placa de Farallón se fragmentó

en la Placa de Cocos (la parte norte ó superior), y Nazca (hacia el sur ó inferior).

También ocurre diapirismo de la masa salina en la porción media de las cuencas

terciarias (Quezada-Muñetón, op cit.).

II.3.4 NEÓGENOII.3.4 NEÓGENOII.3.4 NEÓGENOII.3.4 NEÓGENO

MiocenoMiocenoMiocenoMioceno

Los movimientos relativos durante el Mioceno fueron muy parecidos que los del

Oligoceno. Uno de los más trascendentales para este periodo fue la rotación del

macizo de Chiapas en respuesta a la compresión progresiva dirigida hacia el Noreste

de la trinchera de América Central (Pindell & Cande, op cit.; Pindell & Kennan, op cit.). Durante el Mioceno Medio la interacción transpresional entre Yucatán y el Bloque Chortis a lo largo del movimiento lateral izquierdo de la falla transformante

Motagua-Polochic, en combinación con la subducción de la Placa de Cocos, produjo un

esfuerzo máximo compresivo horizontal orientado al Noreste, que propició el

plegamiento y callamiento del cinturón de la Sierra de Chiapas formando hacia el

Norte las principales trampas en la zona levantada de Reforma-Akal. La presencia de

almohadas de sal alóctona y pobremente compactada, presionaron las lutitas dentro de

la secuencia terrígena causando el desarrollo de un sistema de fallas de crecimiento.



20

Fig.2.10Fig.2.10Fig.2.10Fig.2.10 Reconstrucción tectónica del Mioceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Mioceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Mioceno (Pindell & Kennan, 2001).Reconstrucción tectónica del Mioceno (Pindell & Kennan, 2001).

Así que como una respuesta a la tectónica gravitacional asociada con la sal, la cuenca de Macuspana se formó durante el Mioceno (Quezada-Muñetón, 1987).

Posteriormente durante el Mioceno Tardío-Plio-Pleistoceno se formó la cuenca de

Comalcalco (García-Molina, 1994). También se da la continuidad del Ciclo Chiapaneco,

con el reinició de la actividad ígnea al SW del Macizo de Chiapas (Quezada-Muñetón,

op cit.).

PliocenoPliocenoPliocenoPlioceno----PleistocenoPleistocenoPleistocenoPleistoceno

La sedimentación para este periodo fue controlada por una inclinación

regional del Golfo de México, provocando la erosión en el sur de la Sierra de

Chiapas, y una importante contribución de sedimentos hacia en estado de Tabasco hasta

cubrir la cuenca. En esta unidad varias fallas de crecimiento también están

presentes. Éstas penetran hasta el Mioceno, y en algunas localidades alcanzaron la

cima del Oligoceno (Ortuño, F. et al., op cit.).

II.4 II.4 II.4 II.4 EstratigrafíaEstratigrafíaEstratigrafíaEstratigrafía

A continuación se presenta y se describe la estratigrafía de la zona.

II.4.1 PaleozoicoII.4.1 PaleozoicoII.4.1 PaleozoicoII.4.1 Paleozoico

El Paleozoico representa las rocas más antiguas de la región y son

consideradas como el basamento. Este se considera de composición ígneo –

metamórfico.



21

II.4.2 II.4.2 II.4.2 II.4.2 Jurásico Jurásico Jurásico Jurásico

Las rocas correspondientes al Jurásico medio están representadas por

una secuencia evaporítica que se distribuye en algunas porciones del sureste

de México, constituida de halita blanca, cristalina, translucida en partes

opaca. Debido a sus características plásticas, su espesor original no se ha

podido determinar.

El Jurásico superior está representado por dolomías fracturadas con

disoluciones de cavidades, anhidritas y por calizas con inclusiones de

lutitas. Las rocas correspondientes de esta serie son referidas usualmente en

función del piso geológico que representan: Oxfordiano, Kimmeridgiano y

Tithoniano (PEMEX 1991).

II.4.3 II.4.3 II.4.3 II.4.3 CretácicoCretácicoCretácicoCretácico

El Cretácico inferior está representado por una secuencia de dolomías

fracturadas, calizas clásticas y micritas; para el Cretácico medio se tiene

una secuencia de calizas dolomíticas y dolomías con bandas de pedernal,

horizontes de lutitas y bentonita verde.

El Cretácico superior es dividido en tres unidades

litoestratigráficas: 1. una secuencia de calizas fracturadas en partes

arcillosas con bandas y nódulos de pedernal; 2. una secuencia de calizas con

intercalaciones de bentonita y lutitas con nódulos y lentes de pedernal; 3.

una secuencia de lutitas y margas con horizontes turbiditicos calcáreos.

Las rocas correspondientes a la serie del Cretácico superior son

correlacionadas con las Formaciones del nororiente y oriente de México, las

cuales son referidas como Agua Nueva, San Felipe y Méndez.

II.4.4 II.4.4 II.4.4 II.4.4 Paleoceno Paleoceno Paleoceno Paleoceno

La litología del Paleoceno consiste principalmente de un cuerpo de

lutitas en parte arenosas, alternando con areniscas y brechas calcáreas hacia

la base. A este conjunto de rocas se les correlaciona con la Formación

Velasco.

II.4.5 II.4.5 II.4.5 II.4.5 EocenoEocenoEocenoEoceno

Las rocas de esta serie son representadas principalmente por una

secuencia predominante de lutitas con porciones calcáreas, ligeramente

bentoníticas y algunos cuerpos de areniscas. Debido a la predominancia de

lutitas se ha permitido referir a esta serie como Formación Lutitas Nanchital

consideradas propias de un ambiente de cuenca (Alcántara, G. J. R., 1991).



22

II.4.6 II.4.6 II.4.6 II.4.6 OligocenoOligocenoOligocenoOligoceno

Las rocas pertenecientes a esta serie están constituidas

principalmente por una alternancia de lutitas en parte arenosas y arenisca de

grano fino con capas delgadas de ceniza volcánica. Esta serie en ocasiones es

referida como Formación La Laja, donde el origen de estos depósitos se

enmarcan desarrollados dentro de condiciones de mar abierto propias de una

ambiente de cuenca.

II.4.7 II.4.7 II.4.7 II.4.7 MiocenoMiocenoMiocenoMioceno

Las rocas del Mioceno se caracterizan por una alternancia monótona de

lutitas, en porciones bentonítica, ligeramente arenosa y con intercalaciones

de areniscas y tobas; hacia la parte superior se marca una ligera tendencia

al predominio de las areniscas. Estas características litológicas son

referidas como Formación Depósito y Encanto relacionadas con un ambiente de

depósito de cuenca, llevado acabo bajo condiciones de carácter batial

superior y batial medio – superior respectivamente.

II.4.8 II.4.8 II.4.8 II.4.8 PliocenoPliocenoPliocenoPlioceno

La serie del Plioceno consiste de una secuencia de lutitas arenosas

ligeramente calcáreas con intercalaciones de arenisca, donde las arenas

paulatinamente tienden a ser más predominante hacia la cima. Estas rocas han

sido agrupadas con los nombres formacionales: Concepción Superior, Concepción

Inferior y Filisola.

II.4.9 II.4.9 II.4.9 II.4.9 Pleistoceno Pleistoceno Pleistoceno Pleistoceno

La litología que se caracteriza para el Pleistoceno está representada

por una secuencia alternante de arenisca de cuarzo y lutitas, aumentando el

contenido de arena hacia la base, con algunos cuerpos de conglomerados, arena

y gravilla. Este conjunto de rocas han sido referidas con los nombres

formacionales de Paraje Solo y Cedral.

II.4.10 II.4.10 II.4.10 II.4.10 RecienteRecienteRecienteReciente

En esta serie se incluyen todos aquellos sedimentos sin consolidar que

se distribuyen extensamente en la superficie de la región, la litología está

representada principalmente por arenas, con algunas gravas y arcillas y, cuyo

origen se relaciona con procesos principalmente de carácter fluvial.



23

Fig.2.1Fig.2.1Fig.2.1Fig.2.11111 Tabla estratigráfica y sistema petrolTabla estratigráfica y sistema petrolTabla estratigráfica y sistema petrolTabla estratigráfica y sistema petrolero del campoero del campoero del campoero del campo (Fillón, 2004 y Chavez (Fillón, 2004 y Chavez (Fillón, 2004 y Chavez (Fillón, 2004 y Chavez

et. al., 2004)et. al., 2004)et. al., 2004)et. al., 2004)....

II.5 II.5 II.5 II.5 Sistema PetroleroSistema PetroleroSistema PetroleroSistema Petrolero

Los elementos clave que definen la existencia de un sistema petrolero son la

roca generadora, almacenadora, sello, la trampa y el sepultamiento necesario para la

generación térmica de hidrocarburos. Sin embargo, estos elementos deben compartir las

apropiadas relaciones espacio-temporales para permitir que los hidrocarburos se

acumulen y preserven.



24

Las estructuras que conforman esta área de estudio son sedimentos del

Terciario, Cretácico y Jurasico. Esta acumulación de sedimentos o estructuras

fue ocasionada debido a los movimientos Tectónicos los cuales han sido la

causa para formar, a las rocas generadoras de hidrocarburos, rocas

almacenadoras y rocas sello.

Los sistemas de fallas fueron producidas por los movimientos

tectónicos. Los cuales dieron como resultado a un sistema tanto de migración

como de acumulación del hidrocarburo.

II.5.1 II.5.1 II.5.1 II.5.1 Roca generadoraRoca generadoraRoca generadoraRoca generadora

Una roca generadora es una roca sedimentaria que contiene suficiente

materia orgánica para generar hidrocarburos y expulsarlos. Los tipos de roca

que pueden ser generadoras son: lutita, marga y mudstone; presentan las

siguientes características: color negro a gris oscuro, grano fino, bien

estratificadas en capas delgadas y presentan fósiles planctónicos.

Las rocas generadoras son de composición arcillo-calcáreas del

Tithoniano la cual esta dentro de la unidad del Jurasico. Estas rocas

contienen un alto contenido de Materia Orgánica amorfa., la cual da como

resultado el Keroseno de tipo II, este tipo de Keroseno lo constituyen

hidrocarburos de tipo liquido. Las áreas de interés en este estudio fue el

Kimmeridgiano, cretácico y el Terciario.

Fig. 2.12Fig. 2.12Fig. 2.12Fig. 2.12 Rocas generadoras presentes en el áreaRocas generadoras presentes en el áreaRocas generadoras presentes en el áreaRocas generadoras presentes en el área (Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)....

II.5.2 II.5.2 II.5.2 II.5.2 Rocas AlmaceRocas AlmaceRocas AlmaceRocas Almacenadorasnadorasnadorasnadoras

Una roca almacenadora es aquella roca generalmente sedimentaria que

debido a su porosidad y permeabilidad, permite el almacenamiento o el paso de

los hidrocarburos a través de ella. La principal roca almacenadora terrígena

es la arenisca. La roca almacenadora calcárea más importante es la dolomía.



25

Las rocas almacenadotas más importantes del área de estudio van del

Jurasico Superior Kimmeridgiano, conformado por rocas de composición

dolomítica. En la cuenca del Cretácico inferior y lo constituyen por Mudstone

Dolomitizado.

II.5.3 II.5.3 II.5.3 II.5.3 Rocas SelloRocas SelloRocas SelloRocas Sello

Las rocas sello son rocas que no permiten el paso de fluidos a través

de ellas. Las rocas sello más importantes son: lutita, marga, mudstone y

evaporitas (sal, anhidrita, yeso), presentan las siguientes características

de las cuales va a depender su eficacia: grado de impermeabilidad, espesor y

plasticidad. Los factores que van a controlar la eficacia de la roca sello

son: la temperatura, presión confinante y el tectonismo.

En el área de estudio se tienen 2 áreas importantes generadoras de

hidrocarburo. La cuales son Jurasico Superior Kimmeridgiano y el Cretácico

Inferior.

La roca sello en el Jurasico Superior Kimmeridgiano lo conforma la

caliza arcillosa y se encuentra en el Jurasico Superior Tithoniano.

Para el yacimiento del Cretácico Inferior la roca sello es la Caliza

arcillosa del Cretácico Superior.

II.5.4 II.5.4 II.5.4 II.5.4 Trampas asociadas al potencial de hidrocarburosTrampas asociadas al potencial de hidrocarburosTrampas asociadas al potencial de hidrocarburosTrampas asociadas al potencial de hidrocarburos

Una trampa es la combinación de una roca sello y una roca almacenadora

dispuestas espacialmente para atrapar los hidrocarburos. Se denomina trampa a

la configuración geométrica que contiene el petróleo cualquiera que sea su

causa. Su característica esencial es que tiene la posibilidad de acumular y

retener en su interior el petróleo y gas.

Las trampas están constituidas en los yacimientos del Jurasico

superior y el Cretácico Inferior y son de tipo estructural.

Los pliegues que atraviesan las estructuras son de una propagación de

falla con un cierre por falla. Esta estructura esta constituida por dolomías.

Esta área es conocida como explotación de geometría triangular.

Hablando estructuralmente tenemos una falla con un cierre ascendente. Da una

acumulación de hidrocarburos en nuestra área de estudio.



26

SW

NE

SW

NE

Fig.2.13Fig.2.13Fig.2.13Fig.2.13 Sección estructural del campoSección estructural del campoSección estructural del campoSección estructural del campo marcando las fallamarcando las fallamarcando las fallamarcando las fallas inversas que limitan al s inversas que limitan al s inversas que limitan al s inversas que limitan al

campo, y la falla normal que lo atraviesacampo, y la falla normal que lo atraviesacampo, y la falla normal que lo atraviesacampo, y la falla normal que lo atraviesa (Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)(Schlumberger, 1984)....

II.5.5 II.5.5 II.5.5 II.5.5 Productividad de los yacimientosProductividad de los yacimientosProductividad de los yacimientosProductividad de los yacimientos

Los principales campos productores fueron el Jurasico Superior

Kimmeridgiano con una presión inicial de 608 Kg./cm2 con una temperatura de

139 grados centígrados, y una densidad del aceite de 38 grados API. Este

campo se asocia a un acuífero activo.

El Cretácico Inferior tuvo una presión inicial de 544 Kg. /cm2. Estos

atributos se asocian a una formación de casquete de gas.



27

III. III. III. III. MARCO GEOFISICOMARCO GEOFISICOMARCO GEOFISICOMARCO GEOFISICO

Todos los métodos geofísicos de prospección, están encaminados a

localizar estructuras geológicas favorables para depósitos de valor

comercial; sin embargo estos métodos necesitan de otras herramientas para

tener una mayor precisión en la localización de estos depósitos.

III.1 III.1 III.1 III.1 Prospección SismológicaProspección SismológicaProspección SismológicaProspección Sismológica

La técnica básica de exploración sísmica consiste en la generación de

ondas sísmicas y la medición del tiempo requerido por las ondas para viajar

desde la fuente hasta la serie de geófonos generalmente dispuestos a lo largo

de una línea recta respecto a la fuente (2D). Conociéndose el tiempo de

viaje de varios geófonos y la velocidad de las ondas, se intenta reconstruir

las trayectorias de las ondas sísmicas.

La prospección sismológica abarca los siguientes procesos:

Fig.3.1 Diagrama de flujo para la prospección sísmica.Fig.3.1 Diagrama de flujo para la prospección sísmica.Fig.3.1 Diagrama de flujo para la prospección sísmica.Fig.3.1 Diagrama de flujo para la prospección sísmica.

III.1.1III.1.1III.1.1III.1.1 Adquisición Sísmica 3Adquisición Sísmica 3Adquisición Sísmica 3Adquisición Sísmica 3----DDDD

Los datos de campo pueden obtenerse en condiciones terrestres o

marinas y en dos o tres dimensiones.

Para la adquisición se tiene: una señal de entrada que estará dada por

alguna de las diversas fuentes de energía que creará una onda elástica(a

través de fuente de impacto, pistola o explosiva), una función de

transferencia dada por el medio transmisor y reflector, compuesto por los

diferentes estratos de la tierra y finalmente una señal de salida que es



28

registrada por el instrumental comenzando por el sismógrafo que transmite la

señal en forma de impulso eléctrico para que pueda ser grabado.

La adquisición sísmica requiere en un diseño de parámetros necesarios

para el estudio, como primer punto se debe obtener la siguiente información:

1. Profundidad del Objetivo en tiempo (t) y profundidad (z)

2. Frecuencia Máxima f = 1/T (periodo)

3. Velocidad de Intervalo del Objetivo Vitn= (Z2-Z1 /(( T2-T1)/2))*1000

4. Echado del Objetivo

Los parámetros de los arreglos son: el espaciamiento de los geófonos,

la longitud total del arreglo y el peso asignado a los elementos.

Los parámetros antes mencionados se obtienen por medio de la sísmica

2-D, que consiste en observar secciones en el plano x-y es decir los tendidos

fuente - receptor se encuentran en la misma línea en el terreno.

Fig.3.2 Fig.3.2 Fig.3.2 Fig.3.2 Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2Muestra gráficamente el apilamiento de trazas en 2----D.D.D.D.



29

Mientras que el detalle del yacimiento se obtiene con la sísmica 3-D,

es la que observa un volumen de datos, lo que significa que las tendidas

fuente - receptores se encuentran en un área en el terreno.

Una prospección sísmica 3-D debe ser diseñada para la zona de interés

principal, lo cual afectará las dimensiones del fold, el bin y el offset; la

dirección de los rasgos geológicos mayores como canales o fallas, pueden

influir la dirección de las líneas de fuentes y receptores.

Las líneas fuentes llamadas Crossline, están formadas por puntos

fuente a distancias que varían dependiendo de los objetivos perseguidos, para

el área de estudio las líneas fuentes son colocadas paralelamente y

distanciadas entre 400 y 500 m.

Las líneas receptoras o Inline utilizan la misma geometría y son

colocadas en forma perpendicular a las crossline, formando de esta manera una

malla.

Fig.3.Fig.3.Fig.3.Fig.3.3333 Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000)Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000)Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000)Arreglo 3D (Andrés Corsen, 2000)



30

A continuación se presentan la ventana en Petrel, de la cual se

obtiene la información requerida del cubo sismico. Para el diseño de

parámetros de adquisición con el software Mesa®.

Fig.3.Fig.3.Fig.3.Fig.3.4 4 4 4 Datos del cubo sísmicoDatos del cubo sísmicoDatos del cubo sísmicoDatos del cubo sísmico

Una vez con los datos, se utiliza Mesa® para el diseño de los

parámetros del arreglo en campo, para el área en estudio. Con la información

se definió el bin size que fue de 40 x 40, así como las estaciones y

fuentes.

Fig.Fig.Fig.Fig.3.3.3.3.5555 Guia de diseñoGuia de diseñoGuia de diseñoGuia de diseño



31

Una vez ingresadas las especificaciones en la guía de diseño, se dan

las especificaciones necesarias para las estaciones y las fuentes.

Fig.3Fig.3Fig.3Fig.3.6.6.6.6 Fuentes Fuentes Fuentes Fuentes Fig.3Fig.3Fig.3Fig.3.7.7.7.7 Estaciones Estaciones Estaciones Estaciones

Fig.3Fig.3Fig.3Fig.3.8.8.8.8 Parametros generales del diseñoParametros generales del diseñoParametros generales del diseñoParametros generales del diseño



32

Una vez obtenidos los parametros y realizados los disparos se obtinen

las siguientes graficas.

Fig.Fig.Fig.Fig.3.93.93.93.9 Gráfica del binGráfica del binGráfica del binGráfica del bin FiFiFiFig.3g.3g.3g.3....10101010 Fold TotalFold TotalFold TotalFold Total

Fig.Fig.Fig.Fig.3.113.113.113.11 DistribuDistribuDistribuDistribución de offsetsción de offsetsción de offsetsción de offsets

III.1.2 III.1.2 III.1.2 III.1.2 Procesado de Datos SísmicosProcesado de Datos SísmicosProcesado de Datos SísmicosProcesado de Datos Sísmicos

Consiste principalmente en aplicar una serie de correcciones a la

información grabada en campo. Un electo principal del procesado es software,

el cual consiste de una serie de programas y/o subrutinas que tienen la

finalidad de realizar un proceso específico.

El procesado de datos comprende varios pasos:



33

Fig.3.12Fig.3.12Fig.3.12Fig.3.12 Diagrama de flujo de procesado sísDiagrama de flujo de procesado sísDiagrama de flujo de procesado sísDiagrama de flujo de procesado sísmico (mico (mico (mico (Apuntes de Interpretación sísmica, Apuntes de Interpretación sísmica, Apuntes de Interpretación sísmica, Apuntes de Interpretación sísmica,

2008).2008).2008).2008).

CINTAS DE CAMPO

Demultiplexado

Filtrado

Deconvolución

Correcciones estáticas

Correcciones dinámicas

Apilamiento

Migración

Prueba de Filtros

Prueba de Deconvolución

Análisis de velocidades

Prueba de Filtros Filtrado y normalización

Filtrado y normalización

Geometría



34

Demultiplexado es donde se transponen los datos del campo para que las

columnas sean leídas como trazas sísmicas.

Filtrado, debido a la aparición de ruido sísmico se puede distorsionar

la calidad de las imágenes a interpretar, es en este proceso que es muy

importante, en donde se eliminan o corrigen las trazas ruidosas además de que

se puede aplicar la ganancia que es utilizada para observar algunas señales

más profundas en los sismogramas, aquí se utiliza una función exponencial

para compensar las pérdidas.

En el proceso de filtrado también se utiliza el filtro pasabanda (para

eliminar el ruido incoherente) y el filtro F-K para eliminar el ruido

coherente.

Deconvolución, la cual tiene como base el modelo convolucional de la

traza sísmica, el cual asume que la tierra se compone de un número finito de

capas horizontales sobre las cuales la señal proveniente de la fuente incide

normalmente, para después regresar a la superficie como una versión filtrada

de este impulso transmitido. Así el problema sobre el que se basa la

deconvolución es el de la estimación de la ondícula producida por la fuente

sísmica. Los métodos en los que se basa la estimación de la ondícula son

determinísticos y estadísticos (Tygel, 2000). Si la forma de onda de la

fuente es conocida entonces la solución al problema de la deconvolución es

determinística, si es desconocida entonces es estadística. Normalmente la

deconvolución es aplicada antes de apilar.

Correcciones estáticas, son aquellas que se refieren a una corrección

respecto a un plano de referencia, es decir a todas aquellas correcciones

debidas a los cambios en la topografía de la superficie, o sea son aplicadas

para colocar fuentes y detectores sobre un mismo plano horizontal.

Correcciones dinámicas relacionadas con los efectos producidos por el

offset (distancia desde la fuente a los receptores) que consiste en suponer

que la fuente y el receptor se encuentran en la misma estación.

Apilamiento, una vez hechas estas correcciones se realiza el

apilamiento el cual suma algebraicamente las diferentes trazas individuales

que conforman el mismo gather CDP.

Migración, dado que las diferentes trayectorias de las ondas se

reflejan en incidencia normal, se realiza la migración que es un proceso que

posiciona las reflexiones y difracciones en sus localidades verdades y se

puede agrupar en las siguientes categorías: por tipo de migración (tiempo o

profundidad); por algoritmo de migración, por etapa de migración (antes o

después de apilar y por los tipos de datos (2-D o 3-D).



35

En conclusión el procesado sísmico cumple la función de adecuar los

datos para su interpretación.

III.1.3 Atributos SísmicosIII.1.3 Atributos SísmicosIII.1.3 Atributos SísmicosIII.1.3 Atributos Sísmicos

Los atributos sísmicos son aplicados para aprovechar al máximo la

información contenida en un volumen de datos sísmicos 3D. Estas técnicas

tienen mucha utilidad para complementar la información estructural, ayudan

aportando información en el ajuste del modelo sedimentológico y

estratigráfico del área, principalmente en la localización de fallas y

fracturas.

Figura 3.13Figura 3.13Figura 3.13Figura 3.13 Después de Taner muchos autores propusieron su propia claDespués de Taner muchos autores propusieron su propia claDespués de Taner muchos autores propusieron su propia claDespués de Taner muchos autores propusieron su propia clasificación para sificación para sificación para sificación para

los atributos sísmicos. Barnes presenta su propuesta para este fin, tal como se ve en los atributos sísmicos. Barnes presenta su propuesta para este fin, tal como se ve en los atributos sísmicos. Barnes presenta su propuesta para este fin, tal como se ve en los atributos sísmicos. Barnes presenta su propuesta para este fin, tal como se ve en

esta figura. Modificado deesta figura. Modificado deesta figura. Modificado deesta figura. Modificado de Barnes, 1997.Barnes, 1997.Barnes, 1997.Barnes, 1997.

Los atributos pueden presentar información fundamental de la data

sísmica: tiempo, amplitud, frecuencia y atenuación. La mayoría de los

atributos usados comúnmente son después del apilamiento (poststack), es decir

después de que los datos fueron migrados y cargados en las estaciones de

trabajo.Los atributos que son derivados antes del apilamiento (prestack) son

principalmente de las variaciones de amplitud con el offset (AVO).



36

Fig.3.14Fig.3.14Fig.3.14Fig.3.14 Campos aplicativos de los atributos sísmicos. González, 2000 Con base a Campos aplicativos de los atributos sísmicos. González, 2000 Con base a Campos aplicativos de los atributos sísmicos. González, 2000 Con base a Campos aplicativos de los atributos sísmicos. González, 2000 Con base a

Chen, 1997Chen, 1997Chen, 1997Chen, 1997

Los atributos sísmicos derivados del tiempo suministran información

estructural; los derivados de la amplitud, proporcionan información

estratigráfica y de caracterización de yacimientos así también como los

derivados de la frecuencia.

A continuación se presenta como los atributos pueden estar basados

según las características de la ondícula:

Fig.3.1Fig.3.1Fig.3.1Fig.3.15555 Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la Clasificación de los atributos de acuerdo a las características de la

ondícula (Chen, 1997)ondícula (Chen, 1997)ondícula (Chen, 1997)ondícula (Chen, 1997)



37

O también pueden ser clasificados por sus características geológicas:

Fig.Fig.Fig.Fig.3.163.163.163.16 Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las Clasificación de los atributos sísmicos de acuerdo a las

características geológicaracterísticas geológicaracterísticas geológicaracterísticas geológicas. (Chen, 1997)cas. (Chen, 1997)cas. (Chen, 1997)cas. (Chen, 1997)



38

III.1.4III.1.4III.1.4III.1.4 Curvas TCurvas TCurvas TCurvas T----ZZZZ

La finalidad de la conversión de profundidad a tiempo es convertir

los registros geofísicos de pozo que se encuentran a profundidad en tiempo

para correlacionar la sísmica de superficie con estos.

Las gráficas T-Z son curvas Tiempo vs. Profundidad, las cuales

correlacionan las cimas de los horizontes en tiempo y en profundidad y se

construyen partiendo de los registros sónicos, check-shots o VSP. Cuando

la gráfica se construye basándose en los dos primeros, únicamente se toman

los datos ya procesados, calibrados y presentados en tablas de velocidades,

por la compañía que tomó el registro.

Figura 3Figura 3Figura 3Figura 3....17171717 Grafica TGrafica TGrafica TGrafica T----Z obtenida del CheckZ obtenida del CheckZ obtenida del CheckZ obtenida del Checkshot realizado en el Pozo Ashot realizado en el Pozo Ashot realizado en el Pozo Ashot realizado en el Pozo A....



39

La presentación común de los datos de T-Z es en forma tabular, donde

se muestran los nombres de las formaciones o edades de las rocas cortadas por

el pozo, con su correspondiente profundidad y el tiempo sencillo.

III.2 III.2 III.2 III.2 Registros GeofísicosRegistros GeofísicosRegistros GeofísicosRegistros Geofísicos

Los registros geofísicos de un pozo son la técnica de representación

digital o analógica de una propiedad física de roca que se mide con la

profundidad.

• Registros resistivos

• Registros acústicos

• Registros radiactivos

• Pruebas de producción

Fig.3.18 obtención de registros geofísicosFig.3.18 obtención de registros geofísicosFig.3.18 obtención de registros geofísicosFig.3.18 obtención de registros geofísicos

La información que se obtiene de los registros geofísicos puede ser de

uso cualitativo y cuantitativo.

Usos cualitativos.

Con la información aportada por el pozo y con el auxilio de uno o

varios registros se pueden determinar.

• Propiedades petrofísicas y de fluidos de rocas.

• Limites de las unidades estratigráficas.

• Determinación de fallas estructurales.

• Inferir por correlación con los registros de otros pozos

si el pozo será productor, invadido de agua salada o seco.



40

Usos cuantitativos.

El análisis cuantitativo de los registros geofísicos tiene como

objetivo principal la obtención de porosidad y saturación de agua de las

rocas que constituyen los yacimientos.

III.2.1 III.2.1 III.2.1 III.2.1 Tipos de herramientasTipos de herramientasTipos de herramientasTipos de herramientas

El equipo de fondo consta básicamente de la sonda. Es el elemento que

contiene los sensores y el cartucho electrónico, el cual acondiciona la

información de los sensores para enviar a la superficie, por medio del

cable. Además, recibe e interpreta las órdenes de la computadora en

superficie. Las sondas se clasifican en función de su fuente de medida en:

• Resistivas (Fuente: corriente eléctrica)

• Porosidad (Fuente: cápsulas radioactivas)

• Sónicas (Fuente: emisor de sonido)

Mediante una cuidadosa interpretación de la respuesta de los

registros, es posible evaluar el potencial productivo de la formación.

Además, se tienen sistemas de cómputo avanzados para la interpretación.

DIPMETERR DOBLE LATEROLOG

DESVIACIÓN DE POZO

GAMMA

SONICO LITODENSIDAD MICRO TOOL NEUTRON Fig.3.19Fig.3.19Fig.3.19Fig.3.19 Tipos de Sondas para la Toma de RegistrosTipos de Sondas para la Toma de RegistrosTipos de Sondas para la Toma de RegistrosTipos de Sondas para la Toma de Registros



41

III.2.2 III.2.2 III.2.2 III.2.2 Registros NuclearesRegistros NuclearesRegistros NuclearesRegistros Nucleares

Las herramientas radioactivas o nucleares son:

• Radiación natural (Rayos Gamma, Espectroscopia)

• Neutrones (Neutrón compensado)

• Rayos gamma (Litodensidad compensada)

Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de

fuentes radiactivas y la información que proporcionan es útil para determinar

la arcillosidad y contenido de minerales radiactivos de las rocas.

III.2.3 III.2.3 III.2.3 III.2.3 Registro de Neutrón CompensadoRegistro de Neutrón CompensadoRegistro de Neutrón CompensadoRegistro de Neutrón Compensado

La herramienta de neutrón compensado utiliza una fuente radiactiva

(emisor de neutrones rápidos) y dos detectores. Su medición se basa en la

relación de conteos de estos dos detectores. Esta relación refleja la forma

en la cual la densidad de neutrones decrece con respecto a la distancia de la

fuente y esto depende del fluido (índice de hidrogeno) contenido en los poros

de la roca y por lo tanto, de la porosidad.

Las principales aplicaciones de la herramienta son:

• Determinación de la porosidad

• Identificación de la litología

• Análisis del contenido de arcilla

• Detección de gas

III.2.4 III.2.4 III.2.4 III.2.4 Registro de Litodensidad CompensadoRegistro de Litodensidad CompensadoRegistro de Litodensidad CompensadoRegistro de Litodensidad Compensado

El equipo de Litodensidad es una herramienta que utiliza una fuente

radiactiva emisora de rayos gamma de alta energía y se usa para obtener la

densidad de la formación e inferir con base en esto la porosidad; así como

efectuar una identificación de la litología.

Para obtener la densidad, se mide el conteo de rayos gamma que llega a

los detectores después de interactuar con el material. Ya que el conteo

obtenido es función del número de electrones por cm3 y este se relaciona con

la densidad real del material, lo que hace posible la determinación de la

densidad. La identificación de la litología se hace por medio de la medición

del “índice de absorción fotoeléctrica”. Este representa una cuantificación

de la capacidad del material de la formación para absorber radiación

electromagnética mediante el mecanismo de absorción fotoeléctrica.

Las principales aplicaciones de esta herramienta son:



42

• Análisis de porosidad

• Determinación de litología

• Calibrador

• Identificación de presiones normales

III.2.5 III.2.5 III.2.5 III.2.5 Registro de Rayos GammaRegistro de Rayos GammaRegistro de Rayos GammaRegistro de Rayos Gamma

El registro GR es una medición de la radioactividad natural de las

formaciones. En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja

el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radiactivos

tienden a concentrarse en las arcillas y lutitas, las formaciones limpias

generalmente tienen un nivel muy bajo de radiactividad, a menos que

contaminantes radiactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén

presentes o la agua de formación contengan sales disueltas.

Otro tipo de registro de Rayo Gamma es el de espectroscopia el cual

consta de tres curvas de rayo gamma que son pulsos de ondas electromagnéticas

de alta energía que son emitidos por algunos elementos radiactivos (Th. U,K),

cada uno de estos elementos emite rayos gamma; el numero de energía de estos

es distintos de cada elemento. El potasio (K40), emite rayos gamma de 1.46

MeV, mientras que la series del uranio (U) emite 1.76 MeV, por ultimo el

torio (Th), con 2.62 MeV.

III.2.6 III.2.6 III.2.6 III.2.6 Registros AcústicosRegistros AcústicosRegistros AcústicosRegistros Acústicos

El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el

oído humano. El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza

puramente mecánica. Es una fuerza que se trasmite desde la fuente de sonido

como un movimiento molecular del medio.

En el quipo sónico los impulsos son repetitivos y el sonido aparecerá

como áreas alternadas de compresiones y rarefacciones llamadas ondas. Esta es

la forma en que la energía acústica se transmite en el medio.

III.2.7 III.2.7 III.2.7 III.2.7 Registro SónicoRegistro SónicoRegistro SónicoRegistro Sónico

El registro sónico es simplemente un registro del tiempo que requiere

una onda sonora para atravesar un pie de formación. Este es conocido como

tiempo de transito (delta t); donde “delta t” es el inverso de la

velocidad de la onda sonora. El tiempo de transito para una formación

determinada depende d su litología y su porosidad. Cuando se conoce la

litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea

muy útil como el registro de porosidad. Los tiempos de transito sónicos

integrados también son útiles al interpretar registros sísmicos. El registro

sónico puede registrarse simultáneamente con otros registros sísmicos.



43

IIIIII.2.8 II.2.8 II.2.8 II.2.8 Registros de ResistividadRegistros de ResistividadRegistros de ResistividadRegistros de Resistividad

La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar

la saturación de hidrocarburos. La corriente eléctrica puede pasar a través

de una formación solo a la presencia de agua conductiva que contenga dicha

formación. Con muy poca acepciones, como el sulfuro metálico y la grafiíta,

la roca seca es un buen aislante eléctrico. Además, las rocas perfectamente

secas rara vez se encuentran. Por lo tanto, las formaciones sepultadas tienen

resistividades mensurables finitas debido al agua dentro de sus poros o al

agua intersticial adsorbida por una arcilla.

La resistividad de una formación depende de: La resistividad del agua

de formación; la cantidad de agua presente y la geometría estructural de los

poros.

Los parámetros físicos principales para evaluar un yacimiento son,

porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor de la capa permeable y

permeabilidad. Existen varias herramientas que van en patines y sirven para

obtener un valor pegado a la pared del pozo. Estas herramientas obtienen los

microlog, microlaterolog, microesférico enfocado y proximidad. Tienen muy

poca profundidad de investigación y están diseñadas para medir la

resistividad de la zona lavada, Rxo. A este tipo de registros se le conoce

como herramientas resistivas de porosidad, por que la relación de

resistividades Rxo y la relación del filtrado del lodo Rmf proporcionan el

factor de formación.Las curvas de resistividad obtenidas con este arreglo de

electrodos en la sonda, se llaman curvas normales.

III.2.9 III.2.9 III.2.9 III.2.9 Resolución de los regResolución de los regResolución de los regResolución de los registros geofísicos de pozo (RGP)istros geofísicos de pozo (RGP)istros geofísicos de pozo (RGP)istros geofísicos de pozo (RGP)

La resolución de los registros geofísicos puede ser definida de dos

maneras, horizontal que es la profundidad de investigación y vertical que va

a depender de la herramienta utilizada para la medición.

La Profundidad de investigación de una herramienta es referida a la

distancia horizontal dentro de las formaciones geológicas hasta donde mide

las características de la roca y es mayor cuando la separación del

transmisor-receptor es grande; cuando hay un patín apoyado en la pared de

pozo se tienen menores profundidades.

La resolución vertical se refiere a la cantidad de mediciones

realizadas por la herramienta a escalas muy pequeñas en profundidad es decir

a mayores mediciones realizadas en un intervalo de profundidad, mayor

resolución vertical tiene la herramienta utilizada y esto permite identificar

capas delgadas de litología presentes en las unidades geológicas.



44

En todos los registro es importante su resolución para saber que tan

dentro de la pared del pozo estamos investigando y que tan delgadas son las

capas.

En la siguiente imagen se muestra la resolución de las herramientas

más comunes para la toma de registros.

Fig.3.20Fig.3.20Fig.3.20Fig.3.20 Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2Resolución de las herramientas de los Registros. (Torres Verdim, 2003)003)003)003)



45

IV. INTERPRETACIÓNIV. INTERPRETACIÓNIV. INTERPRETACIÓNIV. INTERPRETACIÓN

La interpretación es la fase final de la prospección sísmica, y tiene

como objetivo determinar las estructuras geológicas-estructurales,

estableciendo también la naturaleza de las rocas que las conforman, además de

determinar los fluidos que se encuentran en los espacios porosos de ellas y

tratar de conocer su comportamiento.

IV.1 PetrelIV.1 PetrelIV.1 PetrelIV.1 Petrel

Petrel es un software especializado que trabaja con información

sísmica. El cual permite realizar la interpretación y modelado de yacimientos a

grandes escalas, por medio de visualizaciones bidimensionales (2D) y

tridimensionales (3D) de datos sísmicos, con la generación de mapas y

modelado de yacimientos.

Petrel fue diseñado para redimir el tiempo en la interpretación de fallas y

horizontes.

IV.1IV.1IV.1IV.1.1 .1 .1 .1 Importación de datosImportación de datosImportación de datosImportación de datos

En Petrel los modelos se guardan con una extensión *.pet, este contiene

enlaces a todos los objetos relacionados en un proyecto guardado. También se crea un

.dat donde se encontraran los datos de los archivos del objeto.

Para generar una nueva carpeta, es necesario, ir a Insert y seleccione New

Folder. Esta carpeta se ubicara en Input donde se puede renombrar la carpeta. Si se

desea cambiar algo de esta carpeta se da clic con el botón derecho y selecciona

Settings, aquí se realizaran los cambios.

Si se desea importar datos dentro de la carpeta hay que dar clic derecho

sobre la carpeta y seleccionar Import y seleccione los datos deseados.

Se crea una carpeta de Wells o Wells Tops, en Insert se elige New Well o New

Well Tops, estas carpetas aparecerán en Input. Para importar datos en Well se da clic

derecho sobre esta carpeta y se selecciona Import y se importa la información (well

heads y well logs). En los Well Top la información puede ser importada en un solo

paso.

Tipos de datosTipos de datosTipos de datosTipos de datos

Lines: Las líneas 2D y 3D desde los datos sísmicos.



46

Puntos: Localizaciones con valores de X-Y con o sin valores de Z, que definen puntos válidos. Esto sirve para las isopacas, las marcas de pozos, los pozos

cortados, etc.

Wells: Los datos para los pozos son de varios tipos. Incluye información de la posición superior del pozo, nombres del pozo, longitud de la trayectoria del pozo,

registros de pozo, etc. Se trabajo con well log y well tops.

SEG-Y: Los datos sísmicos en 2D y 3D pueden ser importados en formato SEG-Y.

IV.1.1.1IV.1.1.1IV.1.1.1IV.1.1.1 Importar datos sísmicosImportar datos sísmicosImportar datos sísmicosImportar datos sísmicos

En este proyecto lo primero que se hizo fue importar los datos sísmicos. Los

datos sísmicos se almacenan en la carpeta Seismic Survey, en formato SEG- Y. Se da

clic en Import donde se selecciona el archivo y el formato SEG-Y seismic data.

Fig.4.1 CFig.4.1 CFig.4.1 CFig.4.1 Carga de datos sísmicosarga de datos sísmicosarga de datos sísmicosarga de datos sísmicos

Se selecciona el color apropiado de plantilla y el dominio correcto.

Fig.4.2 Datos sísmicos cargados vistos en una ventana 3DFig.4.2 Datos sísmicos cargados vistos en una ventana 3DFig.4.2 Datos sísmicos cargados vistos en una ventana 3DFig.4.2 Datos sísmicos cargados vistos en una ventana 3D



47

Cropping and RealizingCropping and RealizingCropping and RealizingCropping and Realizing

Permiten trabajar efectivamente con grandes volúmenes de datos sísmicos. Para

realizar esta acción se da clic derecho en los datos sísmicos se escoge Insert

Virtual Cropped Volume donde se corta la sección a un timpo deseado, como

siguiente paso se le da click derecho y se escoge la opción Realize. Para

este caso se hizo a 4600 milisegundos.

Fig.4.3 Sección ya realizadaFig.4.3 Sección ya realizadaFig.4.3 Sección ya realizadaFig.4.3 Sección ya realizada

IV.1.1.2IV.1.1.2IV.1.1.2IV.1.1.2 Importar pozosImportar pozosImportar pozosImportar pozos

Well HeadsWell HeadsWell HeadsWell Heads

Contiene la posición superior del pozo, largo de la trayectoria del pozo

(MD), nombre del pozo y opcionalmente un símbolo del pozo. Al importar, se crea un

pozo vertical. El formato del archivo es (Well Heads(*,*)). Checar que el número

de columna corresponda con la información.

Fig.4.4Fig.4.4Fig.4.4Fig.4.4 CCCCarga de pozosarga de pozosarga de pozosarga de pozos



48

Well LogsWell LogsWell LogsWell Logs

Se importan y adjuntan registros a una trayectoria de pozo existente.

Se da clic derecho sobre Well, selecciona Import. Después se selecciona el

archivo a importar en formato well logs (ASCII).

Fig.4.5 IFig.4.5 IFig.4.5 IFig.4.5 Importar datos de pozo mportar datos de pozo mportar datos de pozo mportar datos de pozo

Se debe ver que se asocie cada conjunto de registros de pozo con un

pozo, así como especificar tipo de datos y vincular columnas al atributo. Es

decir se debe seleccionar e tipo de datos (TVD, X, Y) y adjuntar a cada

atributo en su columna.

Fig.4.6 Cuadro para la carga de registros geofísicos.Fig.4.6 Cuadro para la carga de registros geofísicos.Fig.4.6 Cuadro para la carga de registros geofísicos.Fig.4.6 Cuadro para la carga de registros geofísicos.

Una vez que se cargaron los registros geofísicos se puede ir a New Well Section Window y ver los registros geofísicos en su respectivo carril.



49

Fig.4.7 Se presentan los registros del pozo AFig.4.7 Se presentan los registros del pozo AFig.4.7 Se presentan los registros del pozo AFig.4.7 Se presentan los registros del pozo A

IV.1.1.3IV.1.1.3IV.1.1.3IV.1.1.3 Importar cimas geológicasImportar cimas geológicasImportar cimas geológicasImportar cimas geológicas

Primero se crea una carpeta Well Tops, se da clic derecho sobre la carpeta y

se va a Spreadsheet donde se introducen las cimas geológicas, X, Y y Z, etc. Los

datos en columnas blancas se pueden editar. Esta es compatible con Excel, por ello se

puede copiar de Excel y pegarlo en la hoja de calculo.

Fig.4.8 Se presentan las cimas geológicas ya cFig.4.8 Se presentan las cimas geológicas ya cFig.4.8 Se presentan las cimas geológicas ya cFig.4.8 Se presentan las cimas geológicas ya cargadasargadasargadasargadas



50

IV.1.2 IV.1.2 IV.1.2 IV.1.2 Módulo geofísicoMódulo geofísicoMódulo geofísicoMódulo geofísico

Este módulo contiene una gran variedad de herramientas que permiten la

manipulación de los datos sísmicos, resaltando aquellas enfocadas a la

interpretación de horizontes y fallas, generación de atributos sísmicos y a

la interpretación estructural automatizada (Ant Traking).

IV.1.2.1 Sección arbitrariaIV.1.2.1 Sección arbitrariaIV.1.2.1 Sección arbitrariaIV.1.2.1 Sección arbitraria

Para una mejor visualización de las líneas sísmicas y una mejor

interpretación se genera una Random o Arbitrary Seismic lines, y Well Intersection fence.

En este caso se crea una línea arbitraria para ello, se visualiza un plano

horizontal y se selecciona los pozos por donde se desea pasar la línea. Se

selecciona el icono Create arbitrary polyline intersection . Se dibuja el

polígono con el botón izquierdo y cuando se desee terminar se da doble clic en la

línea del polígono. Automáticamente una línea aleatoria se generara y guardara en la

carpeta seismic.

Fig.4.9 Sección arbitraríaFig.4.9 Sección arbitraríaFig.4.9 Sección arbitraríaFig.4.9 Sección arbitraría

La sísmica preferentemente se usa en tiempo (TWT-Two Way Time-), aunque

Petrel maneja la opción Any, Any, Any, Any, la cual permite usar datos dados en tiempo y en

profundidad.



51

IV.1.2.2 Seleccionado de horizonteIV.1.2.2 Seleccionado de horizonteIV.1.2.2 Seleccionado de horizonteIV.1.2.2 Seleccionado de horizonte

La manera más común de interpretar datos sísmicos es usar autotracking. El

usuario selecciona uno o más puntos de origen como la base para la interpretación y

Petrel busca hacia fuera de estos puntos de origen, buscando los rasgos de los puntos

de origen para seleccionar los puntos adyacentes los cuales igualan el criterio de

los rasgos. Los puntos de origen pueden ser preparados de un modo avanzado o

escogiendo interativamente de una intersección sísmica.

Hay 3 tipos de autotracking disponibles en Petrel:

3D Autotracking- Los puntos serán rastreados hacia afuera de los puntos de origen en todas las direcciones. Cuando los reflectores son de buena

calidad este método puede ser una manera muy eficiente de interpretar a

través del cubo sísmico.

2D Autotracking – Los puntos son rastreados en la dirección de la

intersección activa (en la línea, o sobre la línea).

Guided Autotracking – El usuario selecciona dos puntos y el rastreador encontrará la mejor ruta de uno y de otro. Esto le permite al usuario un

alto grado de control en la manera que la interpretación sea desarrollada.

Manual Picking – En áreas con muy poca calidad en los datos es difícil usar las herramientas anteriores. En tales áreas la interpretación manual es la

única manera de interpretar los datos sísmicos.

En este trabajo se realizo el seleccionado manual del horizonte, el picado se

realizo a cada 10 inline y crossline, sobre el horizonte JST.

Fig.4.10Fig.4.10Fig.4.10Fig.4.10 Seleccionado del horizonte del modo Manual.Seleccionado del horizonte del modo Manual.Seleccionado del horizonte del modo Manual.Seleccionado del horizonte del modo Manual.



52

IV.1.2.3 IV.1.2.3 IV.1.2.3 IV.1.2.3 Atributos sísmicosAtributos sísmicosAtributos sísmicosAtributos sísmicos

La generación de atributos sísmicos tiene como finalidad mejorar o

resaltar algunas características estratigráficas o estructurales que permitan

una mejor interpretación de los datos sísmicos. Para generar los atributos se

va la ventana de procesos y en Geophysics se selecciona volumen attributes, después aparece la ventana donde selecciona la sísmica y el atributo que se

desea aplicar.

Fig.4 11Fig.4 11Fig.4 11Fig.4 11 Ventana para la aplicación de atributos.Ventana para la aplicación de atributos.Ventana para la aplicación de atributos.Ventana para la aplicación de atributos.

A continuación se presentan algunos atributos aplicados a la sísmica. Y con

ello mejorar la generación del horizonte.

Cuadratura instantánea de la

amplitud q(t) Orientada al análisis de

la traza sísmica compleja, es la

amplitud en el tiempo defasada 90º

respecto a la amplitud instantánea

real. La característica de defasamiento

es útil para control de calidad en la

variación vertical de la fase

instantánea, también es útil en

identificar algunas anomalías AVO de

yacimientos de capa delgada, debido a

que estas solo pueden ser observables a

fases específicas.

Fig.4.12 Cuadratura instantáneaFig.4.12 Cuadratura instantáneaFig.4.12 Cuadratura instantáneaFig.4.12 Cuadratura instantánea

Fase instantánea g(t) Definida como el ángulo cuya tangente es

(q(t)/f(t)); es la fase (modulación) de las trazas en la muestra

seleccionada, en grados o radianes. Tiende a resaltar eventos débiles

intrayacimiento, pero también realza el ruido. La escala de color en el mapa



53

final debe tomar en cuenta la naturaleza circular de los resultados. Debido a

que los hidrocarburos frecuentemente causan una fase local, este atributo es

usado como un indicador de estos.

Fig. 4.13Fig. 4.13Fig. 4.13Fig. 4.13 Fase instantáneaFase instantáneaFase instantáneaFase instantánea

Frecuencia instantánea ψ(ϖ) Definida como una derivada de la fase

instantánea dγ(t)/dt, en grados/ms o radianes/ms. Es usada para estimar la

atenuación sísmica. Los yacimientos de aceite y gas causan una caída en las

altas frecuencias. Ayuda a medir la ciclicidad de los intervalos geológicos.

Tiende a ser inestable en la presencia de ruido.

Fig. 4.14Fig. 4.14Fig. 4.14Fig. 4.14 FrecuenciaFrecuenciaFrecuenciaFrecuencia instantánea instantánea instantánea instantánea

Fuerza de reflexión A(t) Definida como (f(t)²+q(t)²)1/2, Nombres

alternativos son “amplitud instantánea” o “envolvente de la amplitud”

Util en la identificación de puntos brillantes, planos y oscuros.

Frecuentemente usada para determinar fluidos laterales, litología y

variaciones en la estratigrafía.



54

Fig. 4.15 Fuerza de reflexiónFig. 4.15 Fuerza de reflexiónFig. 4.15 Fuerza de reflexiónFig. 4.15 Fuerza de reflexión

Amplitud RMS La raíz cuadrada de la suma de la energía en el domino del

tiempo (cuadrado de la amplitud)

dentro de una ventana. Indica

anomalías de amplitudes aisladas o

extremas. Usada para seguir cambios

litológicos tales como canales

deltáicos y arenas de gas.

Fig. 4.16 Amplitud RMS Fig. 4.16 Amplitud RMS Fig. 4.16 Amplitud RMS Fig. 4.16 Amplitud RMS

Coseno de la fase instantánea cos g(t) Un atributo derivado de la fase instantánea Debido a que sus fronteras fijas son(-1 a +1) es fácil de

entender, frecuentemente se usa con la fase instantánea para mostrar mejor su

variación.

Fig. 4.17Fig. 4.17Fig. 4.17Fig. 4.17 Coseno de faseCoseno de faseCoseno de faseCoseno de fase



55

IV.1.2.4 Generación de superficieIV.1.2.4 Generación de superficieIV.1.2.4 Generación de superficieIV.1.2.4 Generación de superficie

Una vez que se tiene la malla de la cima geológica se procede a

realizar una superficie.

Fig.4.18 Malla del JSTFig.4.18 Malla del JSTFig.4.18 Malla del JSTFig.4.18 Malla del JST

Para esto se va a Utilities donde se selecciona Make/edit suface donde

después se selecciona el horizonte al cual se le desea hacer una superficie,

así como la geometría de la misma.

Fig.4.19 Cuadro para realizar la superficieFig.4.19 Cuadro para realizar la superficieFig.4.19 Cuadro para realizar la superficieFig.4.19 Cuadro para realizar la superficie



56

Se presenta la imagen de la superficie ya realizada para el horizonte

seleccionado.

Fig.4.20 Fig.4.20 Fig.4.20 Fig.4.20 Superficie JSTSuperficie JSTSuperficie JSTSuperficie JST

IV.2 IV.2 IV.2 IV.2 PetroModPetroModPetroModPetroMod

PetroMod es una gama de productos del software IES para el

modelado de los sistemas petroleros, EL PetroMod 1D es para pozos, en 2D para

secciones y en 3D para modelos de un solo horizonte, de varios horizontes o

en 3D completos.

IV.2.1 IV.2.1 IV.2.1 IV.2.1 PetroMod 1DPetroMod 1DPetroMod 1DPetroMod 1D

Se utiliza para el modelado unidimensional de la historia térmica, de

madurez, de generación de hidrocarburos y de presión. Permite realizar

modelos sencillos de generación de hidrocarburos en depocentros o cuencas

extensionales y tiene algunas restricciones de opciones y módulos de uso.

Fig.4.21Fig.4.21Fig.4.21Fig.4.21 Cuadro de inicio de PretroMod 1DCuadro de inicio de PretroMod 1DCuadro de inicio de PretroMod 1DCuadro de inicio de PretroMod 1D



57

Antes de ingresar a PetroMod 1D, se puede dar clic al botón Project

Dic, donde aparecerá una ventana en la cual se podrá crear una carpeta y se

dará destino a los datos.

Fig. 4.22 VentanFig. 4.22 VentanFig. 4.22 VentanFig. 4.22 Ventana para la creación de carpeta de destino de datos.a para la creación de carpeta de destino de datos.a para la creación de carpeta de destino de datos.a para la creación de carpeta de destino de datos.

Una vez que se designa el destino de los datos se da clic en OK,

después, se da clic al icono donde aparecerá la opción PetroMod 1D la

cual se le dará doble clic y aparecerá la siguiente ventana.

Fig.Fig.Fig.Fig. 4.23 Ventana de entrada4.23 Ventana de entrada4.23 Ventana de entrada4.23 Ventana de entrada



58

IV.2.2 IV.2.2 IV.2.2 IV.2.2 Datos de entradaDatos de entradaDatos de entradaDatos de entrada

Una vez iniciado PetroMod 1D se deberá crear y cargar los datos del

pozo, para ello se selecciona el icono que se encuentra en la barra de

menú, donde aparecerá la siguiente ventana.

Fig. 4.24Fig. 4.24Fig. 4.24Fig. 4.24 Ventana Ventana Ventana Ventana de pozos.de pozos.de pozos.de pozos.

Una vez ubicado en esta ventana se da doble clic en All e

inmediatamente aparecerá otra ventana donde se dará nombre al pozo, así como

se introducirán coordenadas y la profundidad de este, y demás datos con que

se cuente. Al finalizar sede debe dar clic en este icono después se

cierra la ventana.

Fig. 4.25 Cuadro para introducir datos a los pozos. Fig. 4.25 Cuadro para introducir datos a los pozos. Fig. 4.25 Cuadro para introducir datos a los pozos. Fig. 4.25 Cuadro para introducir datos a los pozos.

Hay que recordar que cada cambio realizado al proyecto se debe

salvar.



59

Para este caso solo se cargaron cuatro pozos que fueron con los que se

trabajo. Por ello se presenta una grafica donde aparecen los pozos ya

cargados.

Fig.Fig.Fig.Fig.4.264.264.264.26 Pozos cargados. Pozos cargados. Pozos cargados. Pozos cargados.

A continuación se presentan los datos que se pueden introducir en

PetroMod 1D.

� Nombres de las Formaciones

� Espesores presentes en dichas formaciones

� Edad de inicio del deposito de cada Formación

� Edad de erosión

� Litología presente en la formación

� Se ingresan los datos de los eventos de Sistema Petrolero.

� Se ingresan las propiedades de la roca generadora.

Ya que se cargaron los pozos se va a la tabla de inicio donde se

podrá introducir los datos que se tienen de cada pozo. La siguiente figura

muestra los datos que se introdujeron en los pozos que se utilizaron para

este trabajo.



60

Fig.4.27 Tabla de carga de datos del pozo AFig.4.27 Tabla de carga de datos del pozo AFig.4.27 Tabla de carga de datos del pozo AFig.4.27 Tabla de carga de datos del pozo A

IV.2.3 IV.2.3 IV.2.3 IV.2.3 Datos de salidaDatos de salidaDatos de salidaDatos de salida

Ya que se termina la carga de datos, el software muestra una

diversidad de graficas de Geohistoria (edad vs. sepultamiento), con algunos

parámetros como porosidad, temperatura, reflectancia de vitrina, etc., que

sirve para conocer un conjunto de características de cada pozo y finalmente

para evaluar el comportamiento de una Cuenca.

Para obtener estas graficas es necesario dar clic en el botón de

Output.

Fig. 4.28 Barra para generar las graficasFig. 4.28 Barra para generar las graficasFig. 4.28 Barra para generar las graficasFig. 4.28 Barra para generar las graficas

A continuación se presentan algunas graficas que se pueden obtener con

este software.



61

IV.2.3.1 PorosidadIV.2.3.1 PorosidadIV.2.3.1 PorosidadIV.2.3.1 Porosidad

La porosidad ø es definida como la fracción de la roca que no está

ocupada por material sólida. Es el espacio de la roca la cual está llena de

un fluido, gas o líquido.

Esta grafica se utiliza para ver como es que varia la porosidad con

respecto la tiempo, y también como es afectada por la profundidad. El volumen

del espacio de poros determina la capacidad de almacenamiento del yacimiento.

Fig.4.29 Fig.4.29 Fig.4.29 Fig.4.29 Grafica de porosidad para el pozo AGrafica de porosidad para el pozo AGrafica de porosidad para el pozo AGrafica de porosidad para el pozo A

IV.2.3.2 IV.2.3.2 IV.2.3.2 IV.2.3.2 TemperaturaTemperaturaTemperaturaTemperatura

La temperatura es una medida del calor o energía térmica de las

partículas en un medio.

Hay que dejar en claro que esta grafica se realizo con el gradiente

geotérmico, ya que no se contaba con suficiente información para realizar un

mejor análisis. Esta grafica muestra como la temperatura es afectada por el

sepultamiento así como por el tiempo. Hay que recordar que un análisis de

temperatura es importante para hacer una posible localización de la ventana

del petróleo; la cual se obtiene al hacer un contraste de la temperatura y

presiones presentes en la zona.



62

Fig.4.30 Fig.4.30 Fig.4.30 Fig.4.30 Esta figura muestra el comportamiento de la temperatura en el pozo.Esta figura muestra el comportamiento de la temperatura en el pozo.Esta figura muestra el comportamiento de la temperatura en el pozo.Esta figura muestra el comportamiento de la temperatura en el pozo.

IV.2.3.3 Permeabilidad IV.2.3.3 Permeabilidad IV.2.3.3 Permeabilidad IV.2.3.3 Permeabilidad

La permeabilidad de la roca reservorio es una propiedad del medio

poroso que cuantifica la capacidad de un material para trasmitir fluidos (en

otras palabras es una medida de la conductividad de un medio poroso para un

fluido). La permeabilidad está referida a su capacidad de permitir el flujo

de fluidos a través del sistema de poros interconectados. La permeabilidad

absoluta es una propiedad solo de la roca, mientras que la permeabilidad

efectiva es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca.

Generalmente, la permeabilidad usada en la industria del petróleo es una

constante en la ecuación de Darcy (toma en cuenta la tasa de flujo, gradiente

de presión y propiedades del flujo).

La siguiente grafica muestra las variaciones de la permeabilidad con

respecto a la profundidad.



63

Fig.4.31Fig.4.31Fig.4.31Fig.4.31 Grafica de permeabiliGrafica de permeabiliGrafica de permeabiliGrafica de permeabilidad para el pozo Adad para el pozo Adad para el pozo Adad para el pozo A

IV.2.3.4 Presión IV.2.3.4 Presión IV.2.3.4 Presión IV.2.3.4 Presión

La presión litostática consiste de la presión hidrostática, la

sobrepresión o presión de poro, y la presión esqueletal. A medida que la

profundidad aumenta, la presión se incrementa.

Ph (presión hidrostática) – es la presión que se ejerce en el

interior de un líquido, como consecuencia de su propio peso.

Pp (presión de poro) – la presión del fluido de los poros de la roca.

Presión de Fracturamiento Ocurre cuando la presión en los poros excede

la presión hidrostática. La presión se mide en atmósferas.

Estas graficas muestran las presiones presentes en el pozo, así como

su variación debido a la profundidad. Este análisis es importante porque un

peso excesivo provocaría invasión exagerada, daño de formación y riesgos de

aprisionamiento por presión diferencial.



64

Fig.4.32Fig.4.32Fig.4.32Fig.4.32 GGGGrafica de presión para el pozo Arafica de presión para el pozo Arafica de presión para el pozo Arafica de presión para el pozo A

Aunque hay que dejar claro que las graficas que se obtienen con

PetroMod 1D, se realizan con datos hipotéticos. Es por ello que las graficas

no representan el ambiente real de la cuenca.



65

V. RESULTADOSV. RESULTADOSV. RESULTADOSV. RESULTADOS

A continuación se presentaran los resultados obtenidos con los

software antes mencionados y explicados.

V.1 Superficie JSTV.1 Superficie JSTV.1 Superficie JSTV.1 Superficie JST

La superficie se extrajo a partir del horizonte JST esto se realizó en

Petrel. Este horizonte está representado por dolomías fracturadas con

disoluciones de cavidades, anhidritas y por calizas con inclusiones de

lutitas. Durante el seguimiento del horizonte se pudo observar que existe un

anticlinal. Aunque en este proyecto no se trabajo para identificar fallas,

durante la interpretación se observaron tres fallas.

Fig.5.1 Superficie JSTFig.5.1 Superficie JSTFig.5.1 Superficie JSTFig.5.1 Superficie JST

V.2 Descompactación de espesores V.2 Descompactación de espesores V.2 Descompactación de espesores V.2 Descompactación de espesores

Esta se realizo a partir de los espesores obtenidos con la curva de

sepultamiento para ello se utilizan las cuatro graficas que se obtuvieron con

cada pozo en PetroMod. Esto se realiza con el fin de tener un ambiente previo

a la compactación de sedimentos, y así saber como es que los sedimentos se

fueron depositando.



66

V.2.1 V.2.1 V.2.1 V.2.1 Curva de sepultamientoCurva de sepultamientoCurva de sepultamientoCurva de sepultamiento

Esta grafica fue la que se utilizo para obtener los espesores de

descompactación, para cada pozo. Se mido el espesor para el horizonte

deseado, tanto la profundidad somera como en la más profunda, para cada pozo.

Y con estos datos se hizo una tabla .txt, para cada horizonte.

Fig.5.2 Curva de sepultamiento.Fig.5.2 Curva de sepultamiento.Fig.5.2 Curva de sepultamiento.Fig.5.2 Curva de sepultamiento.

V.2.2 V.2.2 V.2.2 V.2.2 Importar líneasImportar líneasImportar líneasImportar líneas

En este proyecto se procede a importar líneas, una vez que se obtienen los

datos de los espesores de descompactación, con PetroMod. En Petrel hay una lector

general ASCII que permite importar datos que son clasificados en columnas (ASCII)

(*.*).

Fig.5.3 Cuadro para importar puntos/líneas.Fig.5.3 Cuadro para importar puntos/líneas.Fig.5.3 Cuadro para importar puntos/líneas.Fig.5.3 Cuadro para importar puntos/líneas.



67

Se puede especificar número de líneas de encabezamiento, valor del símbolo y

valor no definido, así como cual columna en el archivo representa las coordenadas X,

Y y Z. También se decide si importa los datos como puntos o como líneas.

Fig.5.4 Cuadro para especificar posición de los datos.Fig.5.4 Cuadro para especificar posición de los datos.Fig.5.4 Cuadro para especificar posición de los datos.Fig.5.4 Cuadro para especificar posición de los datos.

Una vez que ya se cargaron los puntos se va a Utilities, donde se

selecciona Make/edit surface donde después se selecciona los puntos a los

cuales se les desea realizar la superficie, así como la geometría de la

misma.

V.2.3 GraficasV.2.3 GraficasV.2.3 GraficasV.2.3 Graficas

Ahora se presenta la superficie realizada para el Jurasico Superior

Tithoniano, Cretácico Superior San Felipe, Eoceno y Concepción Inferior.

V.2.3.1 Jurásico Superior TithonianoV.2.3.1 Jurásico Superior TithonianoV.2.3.1 Jurásico Superior TithonianoV.2.3.1 Jurásico Superior Tithoniano

En esta imagen se observa que existió un levantamiento en el pozo B,

mientras que los pozos A y F se mantuvieron en un mismo nivel, por ello, los

sedimentos se depositaron en esta zona. En esta grafica no se obtuvo

información del pozo E es por ello que no se grafico.

Fig.5.5 Fig.5.5 Fig.5.5 Fig.5.5 Descompactación de espesores Descompactación de espesores Descompactación de espesores Descompactación de espesores Js TJs TJs TJs T



68

V.2.3.2 Cretácico Superior San FelipeV.2.3.2 Cretácico Superior San FelipeV.2.3.2 Cretácico Superior San FelipeV.2.3.2 Cretácico Superior San Felipe

En esta grafica el pozo B aun se encuentra con mayor levantamiento,

mientras que aquí ya aparece el pozo E y es donde se depositan los

sedimentos.

Fig.5.6 Fig.5.6 Fig.5.6 Fig.5.6 Descompactación de espesores Descompactación de espesores Descompactación de espesores Descompactación de espesores Ks sfKs sfKs sfKs sf

V.2.3.3 Eoceno V.2.3.3 Eoceno V.2.3.3 Eoceno V.2.3.3 Eoceno

Aquí ya hubo un cambio en el ambiente de depósito. En esta el pozo E

es en donde la porosidad sería menor y los sedimentos mas finos se

encontrarían aquí. Por lo que se dice que el pozo A que se encuentra al SW es

donde se dio un levantamiento, y por ello los sedimentos más finos se

depositaron al NE.

Fig.5.7Fig.5.7Fig.5.7Fig.5.7 Descompactación de espesores EocenoDescompactación de espesores EocenoDescompactación de espesores EocenoDescompactación de espesores Eoceno



69

V.2.3.4 Concepción inferiorV.2.3.4 Concepción inferiorV.2.3.4 Concepción inferiorV.2.3.4 Concepción inferior

El ambiente vuelve hacer el mismo que en las anteriores, es decir, el

pozo B tenía un nivel mayor que los demás pozos, es por ello que se piensa

que se pueden encontrar sedimentos más finos en el pozo A, así como la

porosidad sería menor en el pozo A. Aquí al igual Js T, no aparece el pozo E

por falta de datos.

Fig.5.8 Descompactación de espesores Concepción InferiorFig.5.8 Descompactación de espesores Concepción InferiorFig.5.8 Descompactación de espesores Concepción InferiorFig.5.8 Descompactación de espesores Concepción Inferior



70

CONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONESCONCLUSIONES

• Las nuevas tecnologías permiten hacer un análisis mas preciso de

la productividad y la evolución de una cuenca, con el uso de

software especializado.

• El software Petrel® permite obtener una mejor visualización de

los datos sísmicos, ya que en este se trabajan con ventanas 2D y

3D. También se pueden integrar los datos sísmicos con los de los

registros geofísicos. Es por ello que con este software se realiza

una mejor y fácil interpretación sísmica.

• PetroMod® permite evaluar las condiciones de presión,

temperatura, porosidad, etc., para cada formación, así como

permite conocer la historia térmica del pozo, madurez y generación

de hidrocarburos. Aunque el hecho de que en este caso se halla

utilizado la aplicación 1D limita el análisis a fondo de cada

pozo.

• En el campo estudiado se encontró que la porosidad es mayor en la

superficie, así como también es mayor si el depósito es reciente.

Aunque existe una anomalía ya que la porosidad va en descenso y

para el Oligoceno medio la porosidad aumenta, esto quizá se deba

al cambio de litología ya que aquí hay sedimentos terrígenos. Pero

para los demás horizontes todo lo antes mencionado se cumple.

• En lo que respecta a la permeabilidad esta fue decreciendo

conforme la profundidad aumentaba, aunque para el Oligoceno medio

esta aumento drásticamente, probablemente esto se deba al cambio

de litología o existan fracturas en esta zona, lo mismo sucede

para los Jurasicos Superiores.

• Para el análisis de presión se puede decir que, la presión

litostática, hidrostática y de fractura se comportan de manera

lineal, la que varia es la presión de poro, esta aumenta conforme

la profundidad aumenta. Existen variaciones esto posiblemente se

deba al cambio de litología, así como a la variación de porosidad.

• De la curva de sepultamiento se puede decir que el pozo B es el

que tenía una elevación mayor, y como resultado aquí hubo una

menor tasa de sedimentación.

• El ambiente de depósito sufrió un cambio considerable durante el

Eoceno, ya que durante esta etapa el pozo A fue el que tuvo mayor

elevación. Esto pudo ser consecuencia de una orogenia que se dio

en la zona y cambio el ambiente para esta época. Para tener una



71

mejor idea de que fue lo que sucedió en esta época es necesario

hacer un estudio más a detalle.

• Al utilizar en conjunto los software antes mencionados,

proporcionan una mejor idea de como fue el deposito de la cuenca

así, como un rango de valor para las propiedades petrofísicas

presentes.



72

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