Ingeniería
y sus alcances, Revista de Investigación
Https://doi.org/10.33996/revistaingenieria.v2i4.26
Septiembre - Diciembre, 2018
Volumen 2 / No. 4
ISSN: 2664 – 8245
ISSN-L: 2664 - 8245
pp. 158 - 169
Interpretación
de rasgos sismo estratigráficos predominantes en los Horizontes B1 Y B6 de edad
Eoceno de un campo de la Cuenca del Lago de Maracaibo
Stratigraphic seismic interpretation of an area of 258
Km2 corresponding to Campo Mo and Fra Frea,
located to the se of the Maracaibo Lake
Dioynés Sánchez
Lenin Ali
sanchezdap@gmail.com lenin.ali@iutcabimas.tec.ve
lencho3@gmail.com
Universidad
Politécnica Territorial del Zulia, Venezuela
Artículo
recibido mayo 2018 | Arbitrado en junio
2018 | Publicado en septiembre de 2018
RESUMEN
En este artículo se muestra la interpretación sismo estratigráfica de un
área de 258 km2 correspondiente al Campo Mo y área Fra,
ubicado hacia el SE de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Se utilizó una
metodología en fases que aunada a los métodos de clasificación de facies
sísmicas permitió la categorización y análisis de la traza sísmica a través de
redes neuronales, clasificación jerárquica (técnica multi-atributos)
y gráficos multi resolución basados en agrupamiento.
Los mapas de facies sísmica fueron generados por el método de redes neuronales
en los intervalos correspondientes a las unidades estratigráficas B1 y B6. Se
realizó la calibración del volumen de facies sísmica de B1 con las electrofacies generadas, el cual permitió la correlación
estadística entre ambas, creando una matriz de probabilidad de ocurrencia de
cada facies sísmica respecto a las electrofacies
partiendo de la correlación existente entre ellas, en lo cual se obtuvo un 60 %
de arena limpia y arena con mínimo de lutitas, aunque
no se discretizó el cuerpo litológico predominante.
La integración de los métodos de clasificación de facies sísmica condujo a
resultados fiables que resaltan en zonas significativas que coinciden con las
zonas donde se ubican la mayor cantidad de pozos productores.
Palabras clave: Atributos
sísmicos; interpretación sismo-estratigráfica, sísmica de reflexión
ABSTRACT
This article shows the stratigraphic earthquake interpretation of an area of 258 km2 corresponding to Campo Mo
and Fra area, located to the SE of the Lake Maracaibo Basin. A phased
methodology was used that together with the seismic facies
classification methods allowed the categorization and analysis of the seismic
trace through neural networks, hierarchical classification (multi-attribute
technique) and multi-resolution graphics based on grouping. The seismic facies maps were generated by the neural network method at
the intervals corresponding to the stratigraphic units B1 and B6. The seismic facies volume of B1 was calibrated with the generated electrofacies, which allowed the statistical correlation
between the two, creating a probability matrix of occurrence of each seismic facies with respect to the electrofacies
based on the existing correlation between them, in what which obtained 60% of
clean sand and sand with a minimum of shales,
although the predominant lithological body was not discretized. The integration
of seismic facies classification methods led to
reliable results that stand out in significant areas that coincide with the
areas where the largest number of producing wells are located.
Key words: Seismic-stratigraphic
interpretation; seismic reflection; seismic attributes
INTRODUCCIÓN
Uno de los métodos que impera en la investigación de la
estructura del interior de la tierra, está basado en el estudio de los tiempos
de propagación y de las amplitudes de ondas elásticas. Dentro del ámbito
petrolero, en las últimas décadas se ha utilizado el método sísmico de
reflexión para conocer las heterogeneidades del subsuelo, esta información ha
sido aplicada exitosamente en la descripción de las estructuras geológicas. Sin
lugar a dudas, este método de prospección ha evolucionado logrando posicionarse
como la principal herramienta empleada en exploración y caracterización de
reservorios de hidrocarburos. Sin embargo, las ventajas de la sísmica de
reflexión se han usado poco en la estimación de la distribución espacial de las
propiedades de las rocas, así como también, en las características
estratigráficas y depositacional.
Es por ello, que en el occidente de Venezuela,
específicamente en la cuenca de Maracaibo se realizan continuamente diversos
estudios complejos integrando disciplinas que permitan la representación válida
de las heterogeneidades geológicas para la construcción y actualización de
modelos estáticos, donde la generación de facies sísmica es uno de los pasos
importantes, debido a que los mapas que se generan para cada intervalo de interés
reflejan la distribución y orientación de los geocuerpos
que permiten por una parte la validación de la correlación y por otra la
predicción de las áreas de mayor desarrollo de los cuerpos arenosos. En este
sentido, los mapas representan la base para definir la geometría externa de los
depósitos sedimentarios, su orientación y distribución areal.
La presente investigación tiene como propósito la
interpretación sismo estratigráfica de un área de 258
km2 que corresponde al Campo Mo (tierra/lago) y Área de Fra,
ubicados al oeste del estado Trujillo, SO de la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo. Las zonas de principal interés son las areniscas de edad eoceno
pertenecientes a la Formación Misoa, específicamente
las unidades de B1 y B6 asociados a los campos operacionales de Mo (B1 TO0007,
B2 LG3783, B3 LG3862, B4 LG3729 Y B5 LG3729) y Fra
(B1 FRA0001, B3 FRA0001 y B4 FRA0001) de la Unidad de Producción Sur Lago
Trujillo de la Cuenca de Maracaibo, Estado Zulia.
Figura 1. Ubicación Geográfica del
Campo Mo y Área Fra. (Fuente: PDVSA Occidente División Sur del Lago-Trujillo,
(2018).
El Campo Mo, anteriormente denominada Área 8 Sur LG-3729,
está conformado por parte de los campos Bloque VII: Ceuta y Tomoporo,
en lago y tierra respectivamente, su explotación inicio en el año 1988 con la
perforación del pozo LG-3729. Está limitada al oeste por la falla de Pueblo
Viejo (LG-3686), la misma es el resultado de la inversión de una falla normal
Jurásica de rumbo N-S (Nettleton, 1994) y al este por
la falla normal Pasillo 1 que lo separa del área Fra. El área Fra, pertenece a su vez al Campo Mo, el pozo descubridor
fue el FR-1X, ubicado al SE del parcelamiento Tomoporo. Geológicamente, está situado en el bloque
deprimido de la falla normal de orientación N-S denominada Pasillo 1, la cual
limita el área hacia el este con el Campo Mo.
Se
puede inferir, que en esta zona de estudio las fallas principales representan
la misma familia de fallas normales que
involucra basamento, reactivadas, invertidas y sinsedimentarias
(se observan cambios de espesor entre los lados de la falla desde lo más
profundo a lo más somero, especialmente en la falla LG-3729) durante el Eoceno
Superior a causa de la orogénesis andina, con efecto transpresivo
y desplazamiento sinestrales “strike slip”. El tope
del Eoceno está erosionado formando la discordancia angular, donde el bloque
levantado de la falla de Pueblo Viejo preserva a C Superior. Es relevante
resaltar, que la producción del mismo se deriva de las arenas B-Superior de
edad Eoceno Formación Misoa, a una profundidad
promedio de 16500 pies (5029 m), con una porosidad de 15 % y permeabilidad de
200 md.
Lo anteriormente expuesto conllevó a una revisión de la
información disponible, geológica y geofísica de la Cuenca de Maracaibo, a fin
de inferir la incidencia de su compleja evolución
tectónica que definió la acumulación y
migración de hidrocarburos en el área objeto de estudio, representando un
desafío para la sísmica de reflexión 3D disponible, debido a la perturbación en
la señal-ruido por efecto de la capa de lodo en el lecho marino, y la baja
resolución sísmica para discretizar las subunidades
de las zonas de interés.
Configuración estructural
y estratigráfica de las áreas de estudio
Configuración
estructural del campo Mo
El Campo Mo
(lago/tierra) ha sido dividido estructuralmente en seis regiones, delimitadas
por fallas claramente definidas. Cada región presenta rasgos estructurales que
las diferencian entre sí, tal como se describe a continuación:
Los
bloques estructurales correspondientes a las Regiones 1 y 3, en rasgos
generales están conformados por un homoclinal de
rumbo ENE-OSO y un buzamiento aproximado de 3 a 7° hacia el S-SE, aunque hacia
el oeste de ambos bloques estructurales, se observa un cambio en el buzamiento
hacia el SO, producto de los esfuerzos compresivos contra la falla mayor del
yacimiento (Pueblo Viejo). La Región 2, está conformada por un homoclinal de rumbo NE-SO, con un buzamiento promedio de 4°
al NO. De la misma manera, la Región 4, corresponde a un anticlinal con eje en
dirección SO-NE, cuyos flancos poseen un buzamiento entre 5 y 10° hacia el NO,
SO y SE. La Región 5, está conformada por un anticlinal, cuyo eje se orienta en
dirección N-S y un buzamiento entre 3 y 5° al SE y la Región 6 está
representada por un
homoclinal de rumbo O-E y buzamientos entre 3 y 5° al Sur.
Configuración estructural del área de Fra
La estructura del área Fra se
interpreta como una continuación correspondiente al Campo Mo, y está
constituida por un homoclinal de rumbo O-E con un
buzamiento suave de 5 a 3 grados hacia el sur. De igual forma, la configuración
estratigráfica es prácticamente la misma por ser continuación del campo Mo. Es
relevante enfatizar, que los sedimentos que componen la Formación Misoa son representativos de distintos ambientes
sedimentarios que abarcan desde fluvio-deltaico hasta
marino abierto.
Configuración estratigrafía del área de interés
El intervalo estratigráfico bajo estudio abarca rocas de
la Formación Misoa es de edad Eoceno temprano a medio
corresponde el objetivo geológico de mayor interés en el área, está subdividido
en dos miembros, arenas C y arenas B. El miembro B está subdividido en
B-Inferior y B-Superior. La B-Inferior está subdividida en las unidades B6 y
B7, y el B-Superior está subdividido en B1 hasta B5. Las unidades productoras
están concentradas de las arenas B-Superior, dentro de las arenas B1 y B4. Siendo
B1 y B6 los horizontes de interés en esta investigación.
De
acuerdo con el trabajo realizado por (Pestman et al.,
1998), la Formación Misoa B-Inferior, relacionada a
B7 y B6, esta representa con el intervalo cronoestratigráfico SB44, cuyas condiciones eran marinas
someras, con progradaciones de sistemas costeros deltaicos. Y para la Formación
Misoa Superior está correlacionado en las unidades
B4, B3 y base de B2, asociados al intervalo SB42.5, cuyas condiciones
ambientales variaron entre marino somero y llanura costera. Por último, B2, B1
y las arenas basales de la Formación Paují están asociadas con el intervalo
SB41.5, cuando las condiciones que prevalecieron fueron de mar somero con
barras costeras y lóbulos deltaicos.
Ambientes sedimentarios de los horizontes de interés
La fuerte influencia marina, provocó una ritmicidad a lo largo de toda la secuencia de la unidad
estratigráfica B1, generada por la transgresión y regresión del mar sobre la
costa, las cuales quedaron marcadas por las variaciones laterales litológicas.
Además de la entrada de la influencia marina en la dirección preferencial N-NO,
cuya posición actual se evidencia por la entrada de los depósitos más finos
desde el norte. (Contrera 2014). El modelo
sedimentológico de la unidad estratigráfica B1, según los ambientes descritos
en los núcleos son: sistema próximo costero con laguna/estuario y un delta cuspidado influenciado por olas de carácter destructivo.
Los depósitos con mejores características corresponden a la parte superior de
las anteplayas y barras costeras, donde abunda la
facies S11 (arenisca de grano fino a medio, subangulares
a subredondeados y con un escogimiento de moderado a
bueno. Presenta laminación cruzada variada. La bioturbación varía de escasa a
moderada). (Hernández et al., 2006).
Bajo la misma perspectiva, la secuencia que pertenece a
B6 en el área de estudio se ha interpretado como relleno de canales estuarinos, y en líneas generales los pozos perforados en
Mo (Lago y Tierra),
penetraron secuencias de areniscas con patrones de apilamiento granodecrecientes y contactos abruptos en la base. Sin
embargo, las características del entrampamiento de hidrocarburos estuvieron
limitadas por los volúmenes de llenado de la cuenca y la posición estructural,
esta aseveración está fundamentada en los pozos con petróleo de la unidad B6,
están ubicados en el bloque más alto de la estructura en flor positiva que se
conoce como región 2 en el área del lago y los pozos cercanos al sur de la
falla LG-3783; a su vez de la limitada extensión areal
y vertical de hidrocarburos, marcada por la presencia de los contactos
agua-petróleo. (Contrera 2014).
MÉTODO
Se utilizó una
metodología en fases que aunada a los métodos de clasificación de facies
sísmicas permitió la categorización y análisis de la traza sísmica a través de
redes neuronales, clasificación jerárquica (técnica multi-atributos)
y gráficos multi resolución basados en agrupamiento.
De igual forma, se realizó la calibración del volumen de facies sísmica de B1
con las electrofacies generadas, el cual permitió la
correlación estadística entre ambas.
RESULTADOS
En esta sección se
integran los resultados obtenidos a partir de una secuencia metodológica que
permitió no sólo la relación de los
datos sísmicos con los datos de pozos, sino que integro disciplinas, a fin de
emitir respuesta al propósito planteado, considerando la compleja evolución
tectónica de la cuenca que definió la acumulación y migración de hidrocarburos
en el área objeto de estudio.
Interpretación sismo
estratigráfica
Durante la observación de las inlines
y crosslines a lo largo del área, se identificaron terminaciones que
definieron límites de secuencias concordantes. De la misma manera, se
identificaron reflectores del tipo toplaps que de
acuerdo a la información de los pozos calibrados corresponden a la Discordancia
del Eoceno, evento geológico que tipifica la cuenca occidental venezolana.
Figura 2. Secciones NO-SE con reflectores infrayacentes
contra una superficie suprayacente.
Durante
la visualización de las secciones sísmicas se observó una configuración
paralela a subparalela entre los horizontes interpretados,
que podría indicar períodos estables de depositación.
Figura 3.
Secciones NE-SE con
configuraciones internas de tipo paralelas a subparalelas.
Interpretación de horizontes
Durante la interpretación se observó la continuidad de
los reflectores de interés, identificados mediante la calibración sísmica-pozo,
los cuales SB41.5 correspondiente al tope de las arenas B-1 y otro límite de
secuencia SB44, correspondiente a la base de las arenas B-6. En el intervalo de
estudio donde se definieron los horizontes a interpretar, posee un contenido de
frecuencias establecido en un rango entre 10-50 Hz, respectivamente con una
frecuencia dominante promedio de 22 Hz. En general los horizontes interpretados
presentaron amplitudes relativamente fuertes y continuas en la parte central
del área, facilitando la interpretación. Sin embargo, la interpretación se
tornó compleja en las zonas de baja calidad de la sísmica, en los empalmes de
los cubos sísmicos y donde hay carencia de datos sísmicos. De los horizontes
interpretados se obtuvieron los mapas en tiempo, resultado de la interpolación.
Figura 4. Mapas en tiempo de los horizontes interpretados.
Facies sísmicas por el método de redes neuronales no
supervisadas
Realizada
las diversas pruebas con cada uno de los mapas de facies generados con
diferentes números de clases se seleccionó el mapa de 7 clases, por representar
de mejor forma los cambios laterales de facies en la zona de interés, en el
intervalo correspondiente a las arenas B1, 96 ms (500 pies aproximadamente).
Considerando para la selección del mapa de 7 clases los pasos mencionados
anteriormente, la visualización de la forma de la traza y del mapa de
correlación.
Figura 5. Mapa de facies sísmicas en
el horizonte de B1. B) Modelo de trazas contenidas en el mapa y la curva de
correlación. C) Mapa de correlación del intervalo de interés.
La clasificación de facies sísmicas a través de redes
neuronales se obtuvo el mapa de clasificación que se observa en la figura 5 en
el cual, no se logró resaltar la presencia de geocuerpos.
Sin embargo, se pueden evidenciar 3 grupos de facies, donde en cada grupo están
contenidas trazas que presentan características similares. Los grupos están
conformados por las clases 1 y 2 (grupo I), clases 3 y 4 (grupo II), clases 5,
6 y 7 (grupo III). En la curva acumulativa se pueden apreciar dos cambios, uno
a partir de la clase 3 y otro a partir de la clase 5, indicando que estos tres
grupos son diferentes a sus trazas vecinas. Partiendo del análisis de la
amplitud y la forma de la traza, se visualizan que las trazas 1 y 2,
representadas por un recuadro verde, presentan mayores valores de amplitud
(zona arcillosa) y formas de trazas que tienen mucha similitud entre ellas,
comparados con las trazas del grupo 3.
En
cuanto al mapa de facies resultante indica tres tendencias, dentro de las
cuales se observa que las que están dentro zona 2 es donde se concentran la
mayor cantidad de pozos productores en el área y esta tendencia es similar a la
zona 3. El mismo puede ser correlacionado con el grupo de clases que están en
el recuadro amarillo 5,6, y 7 lo cual puede derivar según la forma de ondas
cuales serían las probables áreas de interés prospectivo. No obstante, es
importante resaltar que para disminuir el nivel de incertidumbre en esta
dirección sería necesario contar con información de producción de tal manera
que permitan llegar a una definición concluyente acerca de nuevas áreas de
oportunidades.
En la figura 5-C, se observa el mapa de correlación
correspondiente al mapa de 7 clases seleccionado para el análisis, donde se
puede apreciar que las bajas correlaciones están ubicadas en las zonas de
fallas y en zona de empalme entre los cubos sísmicos, dicho porcentaje varía entre
5 y 20 %, lo que permite inferir que existe una influencia de las fallas en la
respuesta sísmica. En el área de mayor correlación esta resaltada de color azul
cuyos valores oscilan entre 60 y 90 %.
De igual forma se presenta el análisis del mapa de facies
de la unidad estratigráfica B-6, donde se seleccionó el mapa de 7 clases, por
representar de mejor forma los cambios laterales, en el intervalo
correspondiente a las arenas B-6, 60 ms (300 pies aproximadamente).
Considerando para la selección del mapa de 7 clases los pasos y mencionadas
anteriormente.
Figura 6. Mapa de facies sísmicas en
el horizonte de B6. B) Modelo de trazas contenidas en el mapa y la curva de
correlación. C) Mapa de correlación de facies sísmicas del horizonte.
En la figura 6 se pueden evidenciar 3 grupos de facies,
en cada grupo están contenidas trazas que presentan características similares.
Los grupos están conformados por las clases 1 y 2 (grupo I), clases 3 y 4
(grupo II), clases 5, 6 y 7 (grupo III). En la curva acumulativa se pueden
apreciar tres cambios, uno a partir de la clase 3, otro en la clase 5 y el
último en la clase 7, indicando que estos tres grupos son diferentes a sus
trazas vecinas. Por ello, el análisis de la amplitud y la forma de la traza, se
visualizan que las trazas 1 y 2, representadas por un recuadro negro, presentan
menores valores de amplitud y formas de trazas que tienen mucha similitud entre
ellas, comparados con las trazas del grupo 3.
Las clases 1 y 2 son diferentes a los grupos II y III, y
al detallarlas en el mapa se pueden observar cambios infiriendo la incidencia
de las fallas, es decir, la forma de la traza se encuentra afectada por la
tectónica. Adicionalmente, en el mapa de correlación se puede apreciar que las
bajas correlaciones están ubicadas en las zonas de fallas, dicho porcentaje
varía entre 5 y 10 %., lo que permite inferir que existe una influencia de las
zonas de fallas en la respuesta sísmica. En el área de mayor correlación esta
resaltada de color azul cuyos valores oscilan entre 75 y 95 %.,
respectivamente.
Volumen de facies sísmica
Para
la clasificación de bloques de facies empleando múltiples atributos se aplicó
el método jerárquico a partir cuatro (4) atributos (Amplitud, Envolvente de la
Señal, Frecuencia RMS e Impedancia Acústica Relativa), a los cuales se les
realizó un análisis de componentes principales para analizar la relación o no
entre los atributos de entrada, para evitar la redundancia de datos y disminuir
el ruido dentro de la clasificación. Este proceso, da como resultado dos
matrices principales para el análisis el cual generó como resultado el empleo
de dos (2) componentes. La primera
matriz (Figura 7-A), muestra la correlación que existe entre los atributos
seleccionados, con la finalidad de identificar los atributos linealmente
independientes y analizar la redundancia de la información de los datos de
entrada. En este caso el mayor valor de correlación se observa entre el
atributo de amplitud y el de envolvente de la señal de 0,18%. Sin embargo,
puede notarse en general bajas correlaciones indicando que los atributos
sísmicos tienden a ser linealmente independientes.
Figura 7. Matrices de correlación de las Componentes Principales.
La segunda matriz (Figura 7-B) muestra la contribución de
cada componente principal con respecto a la información total. Esta matriz
permite seleccionar el número de componentes principales para la clasificación.
La matriz muestra además, los eigenvalues (autovalores o valores propios), los cuales deben ser
distintos de cero, para que se cumpla que son linealmente independientes.
Dichos valores suponen que tienen la menor contribución de la información total
y pueden ser retirados. En la matriz de Eigen se
observa que de la componente 1 y 2 obtuvieron valores propios mayores a 1,
además, los mismos son los que presentan los mayores porcentajes de
contribución de la información total. La componente 1 contribuye un 32,85 % y
la componente 2 un 25,45 %. Finalmente, el acumulado es de 58, 25%, este se
calcula a partir de la contribución de la información de cada componente y en
la (figura 7-D), se observa los atributos sísmicos con mayor aporte.
Una vez analizadas las componentes principales se obtiene
la clasificación por volumen que no es más que una calificación de multi atributos que permite determinar variaciones
verticales. La figura 8 consolida en una misma imagen el análisis del bloque
de facies sísmica de B1. Obteniendo el cubo de
clasificación de facies del intervalo B1 en el cual se definieron seis clases,
validados a través del crossplot (Figura 8-B) entre
Frecuencia RMS e Impedancia Acústica Relativa, donde discretiza
de manera clara los centroides de cada clase. De
igual forma se presenta un horizon slice a 20 ms (Figura 8-C) a fin de visualizar en planta,
las variaciones laterales de las facies y seleccionar el pozo que mejor las
represente. En el mismo orden, se corroboró la correspondencia de las facies
sísmicas con la facies litología predominante (Figura 8-D) por medio de los
topes geológicos, logrando discretizar las
subunidades estratigráficas correspondiente a B1.5 y B1.7, mostrando
un paquete de arena limpio según el registro Gamma Ray y cuyo rango de tiempo doble (TWT) va de
2894-2908 ms, respectivamente. Es importante mencionar que dichos topes
engloban dos subunidades, respetando la resolución vertical de la sísmica.
Figura 8. A) Bloque de Facies
Sísmicas. B) Cross plot entre el cubo de Frecuencia
RMS e Impedancia Acústica Relativa. C) Horizon Slice a 20 ms correspondientes a las subunidades B1.2 a
B1.7 D) Sección sísmica con el volumen de facies de B1.
Calibración
de electrofacies con el volumen de facies sísmicas
La calibración de las electrofacies
con el volumen del intervalo B1 permitió la vinculación estadística entre las
facies sísmicas y las electrofacies generando una
matriz de proporción. El objetivo de esta fase es obtener una matriz de
probabilidad de ocurrencia de cada facie sísmica respecto a una electrofacie partiendo de la correlación existente entre
ellas. En la siguiente figura se pueden observar los porcentajes de calibración
electrofacies-facies sísmicas obtenidos:
Adicionalmente se realizó un análisis estadístico con
datos de pozos con el objetivo de validar y organizar los datos disponibles en
la unidad estratigráfica de manera de obtener las proporciones correctas de
cada una de las facies geológicas y no sesgar los resultados. Esto se generó
con el histograma de los registros de facies obtenidos tomando en cuenta cada
una de las arenas definidas en la malla estratigráfica, de manera de respetar
la proporción de las mismas, reflejando un porcentaje de 30 % de arena limpia.
De la misma manera, se realiza un análisis más osado basado en la sumatoria de
las cuatro (4) primeras barras que corresponden a arena limpia y arena limpia
con un mínimo de lutitas, obteniendo un porcentaje de
60 %, respectivamente.
Figura 9. Proporción de Electrofacies para la unidad
estratigráfica B1.
Finalmente,
se obtuvo las proporciones verticales, a fin de visualizar el comportamiento de
las facies en toda el área. Arrojando un 40% en proporciones litológicas
correspondientes a arena limpia reflejadas en las facies 2 y 5,
respectivamente.
CONCLUSIONES
La
integración de los datos de pozos, cubos sísmicos reprocesados, así como la
caracterización del área, permitieron identificar los intervalos de interés y
el evento geológico que caracteriza el occidente venezolano, la discordancia
del Eoceno, cuyo reflector sirve de referencia.
No
se observaron geocuerpos en los mapas de facies
sísmica de los horizontes de interés (B1 y B6) obtenidos mediante redes
neuronales, esto es atribuible probablemente a la pérdida de información que
presenta el merge, debido la geometría del mismo. Sin
embargo, se observaron tendencias significativas en el comportamiento y
distribución de las facies sísmicas en ambos horizontes.
El
mapa de facies sísmica obtenido para el horizonte B1 indica variaciones
laterales resaltando tres zonas, la zona 1 como arcillosa y la zona 2 y 3
presentan similitud y es donde se concentran la mayor cantidad de pozos
productores del campo.
En
el mapa de facies del horizonte B6 las zonas son afectada por las fallas, es
decir, la forma de la traza se encuentra afectada por la tectónica. Al observar
el mapa de correlación se evidencio el alto porcentaje 75 % y 95 % entre las
clases seleccionadas.
1. La
clasificación del volumen de facies sísmicas por el método jerárquico en el
horizonte B1 permitió, discretizar cambios
verticales, y los mismos se correlacionaron con los cambios laterales arrojados
por el método de redes neuronales, asociando las mismas tendencias en la zona
arcillosa y las zonas 2 y 3 donde se ubican los pozos productores del campo.
2. La
calibración de las electrofacies con el volumen del
intervalo B1 permitió la vinculación estadística entre las mismas, donde se
reflejaron los tipos de rocas de la unidad estratigráfica arrojando un 40 % de
arena limpia. Sin embargo, no se logró definir el cuerpo litológico
predominante en el horizonte de interés.
Recomendaciones
1. Usar
los datos sísmicos del merge para interpretación
estructural por la calidad de los mismos.
2. Para
los casos en los que se requiera obtener mapas y volúmenes de facies sísmicas
en un área, a través de los métodos descritos, se recomienda hacer el estudio
con datos sísmicos reprocesado con tecnología de vanguardia.
3. Generar
mapas de paleoambiente y cotejarlos con los mapas de
facies obtenidos.
4. Aplicar
la metodología utilizada en campos vecinos donde no se han realizado estudios
de facies sísmica.
5. Generar
modelos de facies para el área y campos que presente características similares
mediante algoritmos robustos (Simulación Gaussiana Truncada).
REFERENCIAS
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Pestman, P. Ghosh, S. Meléndez, L. Lorente, M. Marco.
(1998). Tectonoestratigráfico y paleogeografía de la
Cuenca de Maracaibo y áreas vecinas durante el Paleógeno. Sociedad Venezolana de Geólogos. 23(1), 28-45