Caracterización de reservorios a escala sísmica usando física de rocas y redes neuronales artificiales supervisadas: Caso de estudio Campo Tenerife, Cuenca del Valle Medio del Magdalena

Abstract

La Cuenca del Valle Medio del Magdalena (CVMM) en Colombia es una de las cuencas sedimentarias de importancia económica del país, y tal vez la de mayor importancia histórica en la explotación de hidrocarburos. Se trata de una cuenca madura con alta producción desde el año 1918, y fue la región de mayor producción antes del auge de la explotación en los Llanos Orientales colombianos. La explotación de esta cuenca inició con el descubrimiento del campo La Cira-Infantas, y continuó con la aparición de otros grandes campos como el Tenerife (CT), descubierto en los años 60 y actualmente operado por la Empresa Colombiana del Petróleo (ECOPETROL). La mayoría de estos campos superan a la fecha su etapa de producción primaria, por lo cual, su producción actual implica un sistema de recuperación mejorada, además de estrategias de trabajo en la extracción de recursos no convencionales.

En los últimos años se han desarrollado en este campo proyectos exploratorios de símica 3D3C y nuevos registros de pozo con el objetivo de entender la disposición areal de los geocuerpos dentro del yacimiento, así como la distribución de algunas de sus propiedades petrofísicas y de fluidos. Con estos resultados se han hecho numerosos estudios encaminados a la interpretación y generación de nuevos modelos estructurales, de las superficies y los planos de falla del Terciario.

El trabajo con los datos símicos 3D3C y los registros disponibles, ha generado nuevos modelos de la distribución espacial de geocuerpos, así como modelos litológicos y estratigráficos, a pesar de esto, el estudio con resultados precisos de las propiedades de roca tales como la porosidad (ɸ), la densidad (ρ), el volumen de arcilla (Vclay) y la saturación de fluidos (Sw ) en zonas alejadas de los pozos sigue siendo un reto en este y otros campos alrededor del mundo.

Como un aporte a la estimación y validación de los parámetros petrofísicos de las rocas en zonas lejanas al pozo, en este trabajo se generó e implementó una metodología para la construcción de modelos de parámetros de roca en las unidades formacionales de interés petrolífero del (CT). Hicimos la reconstrucción de algunos registros de pozo y la caracterización petrofísica a escala sísmica de las unidades formacionales de interés petrolífero del campo, empleando: a) modelos de física de rocas para arenas arcillosas que nos permitieron estimar ɸ, la saturación de agua (Sw), y Vclay en los pozos Tenerife-1 (T1), Tenerife-2 (T2), y Tenerife-3 (T3); b) reconstrucción de los registros pozo dipolar de onda-S (DTSM) y rayos gamma (GR) en los rangos de profundidad en los que no fueron tomados con herramienta, usando Aprendizaje Automático (AA); c) diseño y entrenamiento de algoritmos de Redes Neuronales Artificiales (RNA) y Bosques Aleatorios (BA) para estimar parámetros de roca a escala sísmica usando como datos de entrada la sísmica apilada 2D y 3D disponible, y los registros de pozo como datos de entremaniento; d) estimación de los registros de nuevos pozos exploratorios en el CT con resultados validados con los registros de T1, T2, y T3; e) generación de modelos 3D de algunos de los parámetros de roca mencionados en el horizon slice (HS) de la formación MugrosaC-Arenas; f) validación de resultados usando el modelo petrofísica, geológico, estructural y litológico del campo.

Los datos sísmicos, los registros de pozo, datos de núcleo y los informes técnicos usados en este trabajo, fueron suministrados por parte de la Empresa Colombiana del Petróleo (ECOPETROL) y el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) en el marco del programa No 266-2013 de Ecopetrol-Colciencias, proyecto de código No 11553130555.