Capítulo 8 Descripción del yacimiento sísmico cuantitativo del levantamiento de carbonatos del Oligoceno-Mioceno en el campo petrolífero de Malam paya, Filipinas

Dietmar Neuhaus

Dirección actual: Nederlandse Aardolie Maatschappij, Assen, Países Bajos.

Shell Filipinas Exploration BV, Alabang, Muntinlupa, Filipinas

Jean Borgomano

Tecnología e Investigación Aplicada Shell E & P, Volmerlaan 8, Rijswijk, Países Bajos

Jean-Claude Jauffred

Tecnología Shell E & P e investigación aplicada, Volmerlaan 8, Rijswijk, Países Bajos

Christophe Mercadier

Tecnología e investigación aplicada Shell E & P

Investigación, Volmerlaan 8, Rijswijk, Países Bajos

Sam Olotu

Dirección actual: Shell Petroleum Development Company, Lagos, Nigeria.

Shell E & P Technology and Applied Research, Rijswijk, Países Bajos

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Jurgen Grötsch

Shell Abu Dhabi BV,Abu Dhabi,Emiratos Árabes Unidos

Resumen

En las aguas costeras de Isla Palawan, Filipinas La compleja estructura del reservorio de elevación de carbonato de Malam paya se ve afectada por la paleotopografía irregular, que se formó por el crecimiento gradual de las estructuras de los atolones durante el Oligoceno y el Mioceno temprano. Otros factores que tienen un impacto importante en la calidad de los embalses incluyen las frecuentes y grandes subidas y bajadas relativas del nivel del mar, la dirección de las corrientes oceánicas y los monzones, etc. La distribución de la calidad del yacimiento sedimentario original se superpone a eventos diagenéticos posteriores, que resultan principalmente de la exposición repetida y la cementación submarina de la parte superior de la plataforma. Las complejas formaciones rocosas suprayacentes y los accidentes geográficos urbanizados causan ruido inherente en los datos sísmicos originales, lo que conduce a una discontinuidad en la distribución de los atributos sísmicos. Por lo tanto, el trabajo inicial de modelado de yacimientos se realiza utilizando horizontes sísmicos e interpretación del volumen de datos sísmicos, y los planes de desarrollo de campo se desarrollan en conjunto con conceptos de estructura de secuencia y ciclo y tipo de roca yacimiento.

Antes de perforar para el desarrollo de gas natural, la información sobre la calidad del yacimiento se extrae directamente del volumen de datos sísmicos tridimensionales procesados ​​posteriormente para corregir el modelo de yacimiento establecido inicialmente. La migración en profundidad tridimensional previa al apilamiento basada en el nuevo procesamiento de modelos de velocidad tridimensional mejora la calidad de los datos sísmicos y utiliza los datos sísmicos recientemente procesados ​​para el análisis sísmico cuantitativo de las características del yacimiento, simulación estática, evaluación de yacimientos y optimización del desarrollo de gas natural y evaluación de petróleo. La base para el diseño del pozo. La zona de alta porosidad en la parte superior del yacimiento se identifica a través de la amplitud de reflexión del yacimiento superior, lo que ayuda a perforar pozos de desarrollo de gas natural para evitar zonas de baja permeabilidad porosidad y zonas de fractura propensas a la pérdida de lodo. Se aplica una serie de inversiones de impedancia de onda para establecer el volumen de porosidad del yacimiento, de modo que los pozos puedan ubicarse en áreas de buen desarrollo del yacimiento. El volumen de porosidad es necesario para generar datos precisos convertidos de tiempo a profundidad para el modelado estático utilizando relaciones lineales de porosidad-velocidad de carbonato puro obtenidas de datos de pozos. Se establecieron varios modelos estáticos utilizando como base el volumen de porosidad obtenido a partir de datos sísmicos, combinados con análisis de facies sísmicas tridimensionales y modelos sedimentarios basados ​​en datos de pozos y analogías. Los resultados de la perforación de cinco pozos de desarrollo de gas natural confirmaron la confiabilidad de la distribución simulada de la calidad del yacimiento en la porción de laguna del yacimiento sur de Malampaya.

Después de que se perforó el primer pozo de gas en octubre de 2001, los resultados iniciales del seguimiento del rendimiento del yacimiento mostraron que la presión lateral ascendente en el área de acumulación de carbonato tiene buena conectividad, lo que es consistente con el modelo inicial simulado de rendimiento del yacimiento.

La relación entre porosidad y profundidad se estableció utilizando datos de diferentes volúmenes de porosidad sísmica. En el área del margen anular petrolero de Malampaya, estos volúmenes de porosidad sísmica simulados se utilizaron para determinar la distribución de la calidad del yacimiento. Para ser valiosos, la relación entre porosidad y profundidad establecida en base a ellos se convierte en la base para la evaluación horizontal del diseño del pozo. El pozo MA-10, un pozo de evaluación ambiental de campo horizontal perforado a finales de 2001, confirmó el patrón de distribución de facies previsto y las propiedades del yacimiento previstas en el modelado.

Con base en una nueva tecnología de descripción sísmica cuantitativa de yacimientos, identificamos varias áreas de distribución adicionales con mejor potencial de calidad de yacimiento en los flancos occidentales del área de levantamiento del pliegue sur y del área de levantamiento del pliegue norte de Malampaya. Investigadores anteriores creían que sólo se desarrollaron yacimientos de baja porosidad en las dos áreas mencionadas anteriormente debido a la cementación marina generalizada en el período inicial.

Prólogo

El campo petrolífero de Malampaya está ubicado en la zona costera de la isla de Palawan, Filipinas, con una profundidad de agua de 850-1200 m. Fue descubierto en 1989, en el Oligoceno y. Mioceno a unos 3000 m bajo el agua. Las dos estructuras de carbonato contienen una columna de gas de 650 m de espesor y un anillo de petróleo de 56 m de espesor (API 29.4) (Fig. 1). Desde octubre de 2001, el gas se ha producido mediante colectores submarinos y cinco pozos inclinados, mientras que los campos de borde anular se han evaluado más a fondo mediante pozos horizontales.

La caliza Nido fue descrita anteriormente por Wolfart et al (1986) y Wiedicke (1987). La piedra caliza de la Formación Nido contiene varios pequeños yacimientos de hidrocarburos frente a la costa de Palawan (Longman, 1981). Sin embargo, el levantamiento de Malampaya es muy obviamente diferente del anterior en términos de edad de formación, topografía, distribución de facies sedimentarias, estructura del yacimiento y volumen de petróleo y gas (Grätsch y Mercadier, 1999).

En 1991, se llevó a cabo la recolección de datos sísmicos tridimensionales de un área de 25m×25m en el campo petrolero de Malampaya. La calidad de los datos se ve afectada por la deriva de los streamers generada por las corrientes superficiales y la incertidumbre de posicionamiento, lo que crea distribuciones de compensación desiguales y lagunas en los datos. Las complejas formaciones rocosas suprayacentes que contienen canales clásticos imbricados de alta velocidad y la topografía del relieve del fondo marino producen grandes efectos de flexión de rayos en las reflexiones sísmicas, lo que conduce a un aumento secuencial en el movimiento residual no hiperbólico. Los efectos de atenuación de alta frecuencia y movimiento residual dentro de la sobrecarga definen el espectro de la Formación Nido, lo que resulta en una frecuencia dominante de aproximadamente 20 Hz y una resolución vertical de aproximadamente 80 m dentro del yacimiento.

En 1994, la primera aplicación industrial del mundo de migración preapilada 3D se llevó a cabo en la exploración geológica 3D de Malampaya. Mejoró efectivamente el posicionamiento estructural; sin embargo, también se descubrió que la amplitud no era confiable para la predicción cuantitativa de yacimientos. La evaluación previa del yacimiento y la evaluación inicial del objetivo del pozo de desarrollo se basaron en un estudio integral de ingeniería petrolera a través de la interpretación del horizonte sísmico y del volumen de datos sísmicos combinados con conceptos de estructura de secuencia y ciclo y tipo de roca yacimiento. Los modelos de velocidad tridimensionales se consideran un factor clave para mejorar la calidad de los datos sísmicos existentes (Grätsch y Mercadier, 1999).

En 2000, se utilizó la última tecnología de migración en profundidad previa al apilamiento y datos sísmicos procesados ​​por un modelo de velocidad mejorado para determinar y optimizar las ubicaciones de los pozos de desarrollo y realizar la evaluación de los yacimientos. Esto reduce significativamente la diferencia de tiempo residual no hiperbólica, mejora la continuidad de la onda reflejada y mejora la fidelidad de la amplitud verdadera. Por lo tanto, el reprocesamiento de datos sísmicos mejora la aplicabilidad de los datos sísmicos 3D y se puede aplicar directamente a la descripción y modelado de yacimientos. Este artículo describe los resultados alcanzados durante este trabajo de investigación.

Historia de crecimiento de Jianlong y modelo sedimentario

Con una gran cantidad de datos bioestratigráficos y de isótopos Sr, se puede reconstruir la historia estructural y la historia de crecimiento de Malampaya y Camago Jianlong combinando los dos. La estructura del atolón sirve como vara de medir y puede reconstruir secuencialmente la historia de los cambios relativos del nivel del mar (Grätsch y Mercadier, 1999). Después de que el Mar de China Meridional comenzó a abrirse durante el período Paleoceno-Eoceno, la piedra caliza de Nido se depositó en el período Eoceno tardío-Mioceno temprano (Fig. 2; Grätsch y Mercadier, 1999).

La distribución regional de la piedra caliza de Nido está controlada principalmente por las fallas de basamento subyacentes que se extienden de noreste a suroeste y están relacionadas con fallas. La morfología del basamento es el principal factor de control para el desarrollo de una geometría compleja del yacimiento (Figuras 3 a 5). Las rocas carbonatadas de plataforma originales depositadas a finales del Eoceno y principios del Mioceno se superponen a los accidentes geográficos irregulares. Este accidente geográfico se formó en el paleo-levantamiento antes de la deposición de la Formación Nido en el núcleo de la estructura Malampaya perforada por el Pozo MA4 (Figuras 4 y 6). Durante la fase de deriva del Mar de China Meridional, los sedimentos de la primera fase progradacional se depositaron en pendientes derivadas de plataformas durante el Oligoceno temprano, lo que se puede ver en los datos sísmicos del suroeste de Malampaya y Camago. La discordancia del Oligoceno medio marca la transición de la progradación a la agradación. Para obtener información sobre la evolución tectónica del Mar de China Meridional, consulte Holloway (1982).

Figura 1 Mapa de profundidad del yacimiento de la parte superior de la Formación Nido en la Formación Jianlong Nido de Malapaya en el área (bloque) SC-38 en la costa exterior noroeste de Palawan. El contorno de profundidad del agua de 1000 m está marcado en la ilustración de la esquina inferior derecha. La figura muestra 5 pozos de exploración y evaluación (CA-1, MA-1 a MA-4) y 5 pozos de desarrollo de gas natural (MA-5 a MA-9). La interfaz de petróleo y gas se encuentra a 3332 m bajo el agua y la zona libre. La superficie del agua está a 3388 m bajo el agua. Las líneas negras indican ubicaciones de perfiles sísmicos.

Figura 2 Cronoestratigrafía y litoestratigrafía, estratigrafía principal, litología esquemática y principales ciclos sedimentarios interpretados por sísmica tridimensional y eventos en etapa de crecimiento de acumulación.

Desde finales del Oligoceno hasta principios del Mioceno, debido al continuo, rápido y sustancial aumento y caída del nivel relativo del mar, se construyeron agradaciones de elevación y posterior retrogradación en su borde oriental (Grätsch y Mercadier, 1999). ). Durante esta importante etapa de crecimiento, la distribución de las facies sedimentarias está controlada por la topografía del basamento, la subida y bajada relativa del nivel del mar, las corrientes oceánicas y las direcciones predominantes del viento. Los bordes hacia el mar de muchas plataformas carbonatadas están ubicados en lugares de fuerte acción de mareas y olas, proporcionando así las condiciones más favorables para el crecimiento de los arrecifes (Bosscher y Schlager, 1993). En el levantamiento de Malam paya, la mayor parte del esqueleto del arrecife y los escombros del hundimiento se extienden a lo largo del borde occidental de la plataforma en el océano abierto del Mar de China Meridional. De hecho, ninguna perforación de pozos en el yacimiento petrolífero de Malam Paya ha encontrado una zona de arrecife. Dado que la zona de arrecife sólo puede desarrollar una anchura de decenas de metros, no puede identificarse sísmicamente (Grätsch y Mercadier, 1999). Sin embargo, las grandes cantidades de escombros de arrecife observadas en los pozos MA-1 y MA-7 indican que estos pozos están cerca de zonas de arrecifes altamente productivas. Por ejemplo, el pozo M A-7 perforó los 246 m superiores de piedra caliza de Nido y tomó 14,8 m de núcleos. De estos núcleos, 4,5 m pertenecen al sistema de escombros del arrecife. El sistema de escombros del arrecife está compuesto principalmente por corales redondeados rotos y escombros de esponjas calcáreas. . Las imágenes del pozo y la interpretación de los registros eléctricos muestran que entre el 30% y el 40% de las secciones de los pozos MA-1 y MA-7 están compuestas por dichos desechos de arrecife.

Los arrecifes de torre altamente ondulados se desarrollan principalmente en las alas empinadas del área de pliegue en la parte sur de Malampaya (Figura 7). Los eventos paralelos de gran amplitud en el lado mar adentro del levantamiento de Malampaya y los eventos que se vuelven borrosos hacia la cuenca más profunda se consideran sedimentos clásticos de arrecife (Figuras 5 y 7), y hasta el momento no hay datos de detección sobre su potencial de reservorio. .

El Malampaya Jianlong se hundió en la etapa temprana del Burdigaliano (Mioceno tardío) y quedó cubierto por el esquisto de aguas profundas de la Formación Pagasa. El levantamiento periódico hacia el este de la península de Palawan da como resultado la inyección de material de grano grueso a través de canales de corrientes de turbidez en el lado este de Malampaya, hacia la tierra (Fig. 5).

Análisis del volumen de datos sísmicos

Los límites entre las zonas de arrecifes/laderas de mar abierto y los arrecifes/lagunas posteriores también se pueden analizar utilizando el software patentado de Shell para la clasificación de facies sísmicas y la partición del volumen de datos sísmicos ( Figura 8). Este método utiliza métodos de redes neuronales de supervisión y análisis de atributos sísmicos para dividir el volumen de datos sísmicos en diferentes fases sísmicas. La tecnología de redes neuronales realiza ejercicios de simulación en polígonos de volúmenes de datos sísmicos. Los volúmenes de datos sísmicos divididos de estos polígonos representan las características de facies sísmicas que se utilizarán para clasificar los tipos de facies sedimentarias. Los atributos sísmicos pueden calcularse mediante software o generarse a partir de volúmenes de datos anteriores. El resultado es también un volumen de datos sísmicos en el que cada muestra poligonal se asigna a uno u otros tipos de facies sedimentarias alternativas. Los atributos utilizados en la primera proyección (Figura 8) se componen de amplitud, continuidad, brillo, inclinación y azimut.

Como resultado, los diferentes puntos de muestra en el volumen de datos se clasificaron en varias facies sísmicas. El volumen de datos sísmicos de Malampaya se dividió inicialmente en dos facies: la facies del área de arrecife/pendiente de mar abierto y la facies de arrecife posterior/laguna. Este resultado permite una delimitación clara de los arrecifes/laderas de mar abierto y los arrecifes/lagunas a escala regional. Las formas de estas dos facies sísmicas también se utilizan en modelos de simulación estática, específicamente para limitar el grado de desarrollo de la cementación marina.

Figura 3 Diagrama esquemático de la historia estructural y sedimentaria integral del levantamiento de Malampaya (adaptado de Grätsch y Mercadier, 1999).

Figura 4 Diagrama esquemático de la sección transversal geológica y distribución de facies sedimentarias de Malampaya Jianlong. GOC = interfaz gas-petróleo; FWL = superficie de agua libre.

Figura 5 Sección sísmica tridimensional de migración en profundidad previa al apilamiento con tendencia oeste-noroeste-este-sureste que atraviesa el campo petrolífero de Malampaya. Los pozos MA-1 y MA-2 son pozos de exploración y evaluación, y el pozo MA-5 es un pozo de desarrollo de gas natural para una evaluación en profundidad del entorno del campo petrolero. Los eventos de gran amplitud que se superponen al lado del mar se interpretan como sedimentos clásticos de arrecife, y las unidades de gran amplitud en la parte oriental del Pozo MA-2 se interpretan como canales de turbidita cortados por el eje de sedimentación vertical en la lutita de aguas profundas.

Figura 6 Sección sísmica tridimensional de migración en profundidad previa al apilamiento norte-sur, que muestra los pozos de fondo MA-1-MA6 de la secuencia Nido en el paleo-levantamiento antes de la deposición de la Formación Nido encontrada por Pozo MA-4 Entre el fenómeno de superposición de rocas carbonatadas de plataforma del Eoceno-Oligoceno y la rápida regresión de estratos en la parte norte del Pozo MA-8. La interpretación estratigráfica detallada proviene de modelos estáticos.

Figura 7 Torre de arrecife en la vertiente sur del área del pliegue de Malampaya.

Una vez que el volumen de datos sísmicos se ha dividido en unidades de facies principales, cada unidad de facies se puede dividir en subfacies en una segunda selección. Aquí dividimos aún más las facies post-laguna de arrecife en el área de Malampaya. El enfoque de la red neuronal de supervisión se aplica nuevamente utilizando una combinación similar de atributos que antes, excepto por la inclinación y el azimut. Esto divide aún más las facies de la laguna en facies de arrecifes puntuales potenciales, facies de borde terrestre y facies de bajío terrestres.

Desde la perspectiva de la estratigrafía secuencial (Schlager, 1999), la evolución del levantamiento de Malampaya se puede dividir en tres tractos principales del sistema: el primero es el tracto del sistema transgresivo, que refleja la plataforma carbonatada. retrogradación del borde de la plataforma seguida por el tramo del sistema de "cubo vacío" (Mioceno temprano), que equivale al hundimiento dentro del arrecife y la acreción vertical del arrecife en el lado del mar. El último es el tramo del sistema sumergido ( Mioceno tardío), que marca la desaparición de la plataforma de piedra caliza de Nido. La desaparición gradual de plataformas carbonatadas marinas poco profundas asociadas con fallas durante la deposición terciaria también puede describirse como un ejemplo del Golfo de Adén (Borgomano y Peters, 2004). La falta de la característica icónica de "parte superior plana" en los datos sísmicos de Malampay indica que el tramo del sistema de alto nivel y el tramo del sistema de bajo nivel en Malampay Jianlong no están muy desarrollados.

Identificación de áreas de alta porosidad propicias para la perforación de desarrollo de gas natural

El levantamiento de carbonato de Malampaya está cubierto por el esquisto de aguas profundas de la Formación Pagasa (Figura 5). La Formación Pagasa muestra una clara tendencia en profundidad en la impedancia de las olas relacionada con la compactación, pero está influenciada localmente por delgadas capas de limolita y arenisca. Por el contrario, la impedancia de las ondas de las rocas carbonatadas tiene una fuerte correlación con la porosidad (Fig. 9). El gráfico cruzado de las tendencias de profundidad de la impedancia de las olas de la Formación Pagasa y la Formación Nido proporciona una herramienta para predecir la porosidad del yacimiento en la parte superior del levantamiento de la construcción desde la amplitud de la parte superior del yacimiento (Figura 10).

En la Figura 11 se pueden ver las diferentes características del reflejo desde lo alto de la Formación Nido. Al oeste del pozo MA-1, una curvatura negativa muy fuerte (el eje del evento es convexo hacia arriba) (rojo) representa la parte superior de la Formación Nido (línea del horizonte amarilla), lo que indica la existencia de un yacimiento de baja porosidad en el cima de la Formación Nido. Al este y al oeste del pozo MA-5, la parte superior de la Formación Nido se recogió en la posición de amplitud cero entre la flexión hacia atrás negativa (roja) y la flexión hacia atrás positiva (negro) del evento. obtenido a través del perfil sísmico vertical del Pozo MA-5 (VSP) para determinar. La captación en la parte superior de la Formación Nido se vuelve negra (flexión hacia atrás positiva) en el medio entre los pozos MA-5 y MA-2. Esta ubicación es una sección de yacimiento de alta porosidad (>25%). Este segmento de yacimiento de alta porosidad. se interpreta como el lugar de exposición de la Formación Pagasa. El pozo MA-2 perforó hasta la capa marcadora estrecha (entre verde y azul) dentro de la Formación Nido en la parte superior del yacimiento.

Sin considerar la relación entre las características de porosidad y reflexión del yacimiento en la cima de la Formación Nido, la interpretación sísmica entre los pozos MA-2 y MA-5 puede considerarse un fenómeno artificial.

Figura 8 Red neuronal basada en partición de volumen de datos de múltiples atributos y análisis de fase sísmica, ubicada en la línea sísmica que se muestra en la Figura 5. (A) Resultados de la segmentación de datos del primer paso de filtrado. Las áreas amarillas brillantes representan la zona del arrecife/ladera de mar abierto, mientras que el magenta representa el arrecife/laguna posterior. (B) El resultado del segundo paso de filtrado de datos. El arrecife posterior/laguna se divide a su vez en arrecifes puntuales potenciales, márgenes terrestres y bajíos terrestres (magenta).

Figura 9 La relación entre la impedancia de las olas y la densidad (registro de densidad de formación compensada), porosidad y llenado de poros. En las zonas que contienen petróleo y agua, la distribución de la porosidad es bimodal, lo que refleja carbonatos de plataforma del Oligoceno temprano de baja porosidad y material de talud de mar abierto y unidades de agradación de secuencia del Oligoceno tardío de alta porosidad (ver Figura 2).

Figura 10 La relación entre la tendencia de la impedancia de las olas del yacimiento y la sobrecarga y la profundidad y la porosidad del yacimiento. Se puede observar una correlación positiva en la impedancia de las olas en la interfaz entre la lutita de la Formación Pagasa y la piedra caliza de baja porosidad (aproximadamente 0-15%) de la Formación Nido. La comparación con el gráfico de valores de porosidad normal de la Asociación de Exploración Geofísica encontró que en Nido. El valor de porosidad de la piedra caliza de la Formación Nido en la parte superior de la formación muestra un fuerte fenómeno de flexión hacia atrás negativo (punto rojo). Se puede observar una débil curvatura positiva (punto negro) en la Formación Pagasa que se superpone a la piedra caliza de alta porosidad (≥25%) de la Formación Nido.

Figura 11 Interpretación estratigráfica detallada del estiramiento tiempo-profundidad utilizado en modelos estáticos y de volumen de porosidad. La forma convexa ascendente negativa muy fuerte (roja) en el oeste del pozo MA-1 representa la parte superior de la Formación Nido (capa amarilla), lo que indica la presencia de un yacimiento de baja porosidad en la parte superior de la Formación Nido. La parte superior de la formación Nido en el este y oeste del pozo MA-5 se recoge en la posición de amplitud cero entre la forma convexa hacia arriba negativa (roja) y la forma cóncava hacia abajo positiva (negro). Esta posición de amplitud cero está determinada por. el pozo MA-5 VSP. La recogida en la parte superior de Nido se vuelve negra (valle) en el medio entre MA-5 y MA-2, que es la sección del yacimiento de alta porosidad (>25%) interpretada como la ubicación expuesta de la Formación Pagasa (tenga en cuenta que esta es). no es un artefacto de interpretación). El pozo MA-2 perforó la capa marcadora apretada dentro de la Formación Nido en la parte superior del yacimiento (entre las capas verde y azul).

Basado en el análisis de VSP y registros sísmicos sintéticos, la amplitud negativa máxima dentro de la ventana de tiempo de ±10 ms cerca del reflejo superior de la Formación Nido es la mejor representación de la interfaz entre la Formación Pagasa y Nido. Formación. Teniendo en cuenta las grandes fluctuaciones verticales del Malampaya Jianlong, la amplitud original se puede eliminar después de la corrección de profundidad para eliminar la superposición de la tendencia de profundidad de impedancia de onda del grupo Pagasa, y la amplitud final se utiliza en dos aspectos.

Primero, el análisis muestra que el área de porosidad de alto valor en la parte superior de la Formación Nido se distribuye a lo largo de la parte oriental del campo petrolero (Fig. 12). con los resultados de la simulación de diagénesis de campos petroleros descritos por Grätsch y Mercadier (1999), y se asemejan a la ubicación de los biohermos modernos (Purser, 1980). Por lo tanto, la lixiviación temprana del agua subterránea aumenta la porosidad de la matriz del reservorio en ubicaciones posteriores a los arrecifes, lagunas y bancos de arena (este) en el lado terrestre. Sin embargo, la cementación marina temprana destruyó gran parte de la porosidad del frente del arrecife y del lado del arrecife que da al mar (oeste). Un nuevo análisis sísmico muestra que puede haber reservorios de alta porosidad en algunas partes del lado este del área de levantamiento del pliegue. Con base en los resultados de la investigación del pozo CA-1, personas anteriores creían que las propiedades del reservorio en el lado este del pliegue. El área de elevación es pobre.

En segundo lugar, utilice datos sísmicos procesados ​​para predecir áreas potenciales de pérdida de lodo en el depósito superior. En el campo Malampaya, las fracturas abiertas y las pérdidas de lodo asociadas pueden limitar los intervalos de baja porosidad. Esta observación se basa en datos de registros de pozos (particularmente de registros de microimágenes de formación y registros de imágenes de ondas de corte dipolares), datos de núcleos, monitoreo detallado de pérdidas de lodo y estructuras geomecánicas. Se realizan modelados. Por lo tanto, la identificación de la zona de baja porosidad en la parte superior de la Formación Nido evitó la pérdida de lodo en el yacimiento, lo que podría causar problemas de perforación, y el pozo MA-9 se ubicó para evitar dichas áreas de pérdida previstas.

Conversión tridimensional de tiempo-profundidad utilizando datos de impedancia de onda

La velocidad sísmica de rocas carbonatadas puras (como Malampaya) se ve afectada principalmente por la porosidad de la matriz y se ve afectada por el poro. material de relleno Limitado (Figura 9). Por lo tanto, la conversión de tiempo a profundidad de modelos estáticos de yacimientos obtenidos a partir de datos sísmicos tridimensionales requiere datos tridimensionales de porosidad del yacimiento.

Los datos PSFM tridimensionales de Malampaya recién generados se convirtieron a impedancia de onda utilizando la inversión de pulso disperso de Jason Geoscience, la inversión geoestadística de Jason (Shanor et al., 2001) y el software PROMISE (software de transformación estocástica propiedad de Shell; ver Leguijt, 2001). y luego se convierte en porosidad. Los datos de reflexión sísmica (Figura 6, Figura 11) y los datos de impedancia de onda se utilizaron para interpretar 18 capas dentro del campo petrolero, y las 18 capas se convirtieron al dominio de profundidad. Después de corregir la cuadrícula de profundidad en la ubicación del pozo, el volumen de porosidad estirado en profundidad se agregó al marco de resultados utilizando el software GEOCAP (Herramienta de simulación geológica basada en atributos de Shell) y DEPSIM (Herramienta de simulación geológica basada en atributos de Shell) (Fig. 13). .

Figura 12 Mapa de distribución de porosidad del yacimiento en la parte superior de la Formación Nido obtenido a partir del análisis de amplitud (amplitud negativa máxima dentro de ±10 ms cerca de la reflexión en la parte superior de la Formación Nido), que ha sido corregida en profundidad. El área de alta porosidad en la parte superior de la Formación Nido se concentra en la parte oriental del campo petrolero (dentro de la polilínea cerrada blanca). Esta área mejora la calidad del yacimiento a través de la diagénesis en el ambiente atmosférico.

Inversión sísmica, realización de múltiples yacimientos y medición de volumen

Para la realización de diferentes rejillas de profundidad y volúmenes de porosidad en la parte superior de la Formación Nido, la aplicación repetida del proceso descrito anteriormente puede Se pueden obtener las siguientes 6 soluciones de modelos estáticos:

Método 1: en condiciones promedio, rejilla de profundidad en la parte superior de la Formación Nido, volumen de porosidad de inversión de pulso escaso de Jason;

Método 2: En condiciones conservadoras, cuadrícula de profundidad en la parte superior de la Formación Nido (considerando la selección temporal del horizonte y el error de velocidad de sobrecarga (incertidumbre), volumen de porosidad de inversión de Jason Sparse Spike;

Método 3: en condiciones ideales , la parte superior de la rejilla profunda de la Formación Nido (teniendo en cuenta la selección temporal de horizontes y los errores de velocidad de sobrecarga), volumen de porosidad de inversión de pulso escaso de Jason;

Método 4: en condiciones promedio, rejilla de profundidad en la parte superior de la Formación Nido Formación, Jason Statmod Volumen de porosidad promedio, el volumen de porosidad se puede obtener a partir de 35 volúmenes de porosidad;

Método 5: En condiciones promedio, la rejilla de profundidad superior de la Formación Nido, Jason Statmod en condiciones conservadoras, la gran volumen de porosidad, el poro El volumen de porosidad se obtiene restando la desviación estándar del volumen de porosidad no determinista del volumen de porosidad promedio;

Método 6: en condiciones promedio, rejilla de profundidad superior de la Formación Nido, Jason Statmod en condiciones ideales El volumen de porosidad se crea sumando una desviación estándar del volumen de porosidad no determinista del volumen de porosidad medio.

Figura 13 Perfil de profundidad a través del modelo de yacimiento estático. La porosidad se obtiene a partir de la inversión de impedancia de onda de PROMISE. Dentro de la unidad de yacimiento, se agregan manualmente capas delgadas de roca de baja porosidad. Estas capas son demasiado delgadas para ser resueltas mediante sísmica 3D, pero se pueden usar como formaciones rocosas comparables entre pozos si no hay fracturas. formaciones rocosas de porosidad, pueden formar barreras. Si hay fracturas en formaciones rocosas de baja porosidad, pueden formar formaciones altamente permeables. GOC = Interfaz Gas-Oil = interfaz petróleo-agua. Los rangos volumétricos generados a partir de estos principales modelos sísmicos son completamente diferentes de los descritos previamente por Grätsch y Mercadier (1999). Los resultados de la estimación son consistentes en GEOCAP/DEPSIM al agregar información determinista de resolución sísmica inferior (como las observadas en pozos con baja y). altas permeabilidades) antes de ingresar en el software de simulación dinámica de yacimientos (MoReS, Figura 13), los tipos de rocas de yacimiento clasificados según la porosidad y la permeabilidad y la simulación de saturación pueden mejorar aún más el modelo estático. para evaluación de anillos de petróleo

Suponiendo que la interfaz gas-petróleo está a 3332 m bajo el agua y la interfaz de agua libre está a 3388 m bajo el agua, entonces el volumen de porosidad obtenido a partir de datos sísmicos y diferentes modelos estáticos de yacimientos puede visualizar el distribución de petróleo y gas. En la Figura 14, la distribución de petróleo dentro de la columna de petróleo de 56 m de espesor se puede mostrar trazando el diagrama de porosidad (= espesor del anillo de petróleo × porosidad promedio del anillo de petróleo). Se puede ver claramente que en todos los escenarios el mayor volumen de petróleo crudo se distribuye en la parte norte del campo.

Sin embargo, en la parte central, la distribución de aceite se limita a la periferia del levantamiento del sótano y aparece en forma de anillo estrecho (Fig. 4). Se ha demostrado que esta combinación facilita la identificación de yacimientos favorables y la selección de objetivos de pozos de desarrollo.

Conclusión

Figura 14 Esquema de porosidad del anillo petrolífero de Malampaya. El lado superior izquierdo de la figura muestra la solución básica. Verde = valor de porosidad bajo; rojo = valor de porosidad alto.

Durante el período de 1994 a 1996, en la exploración sísmica tridimensional de Malampaya, el plan de desarrollo del campo petrolero integró trabajos de descripción y modelación de yacimientos, destacando el papel de los modelos tridimensionales de velocidad en el procesamiento de datos sísmicos. y la importancia de la conversión tiempo-profundidad (Grätsch y Mercadier, 1999). Una nueva migración de profundidad previa al apilamiento 3D para los datos sísmicos 3D de Malampaya de 1991 utiliza el modelo de velocidad 3D más reciente y mejorado. Los datos sísmicos reprocesados ​​se pueden utilizar como datos de entrada para análisis sísmicos cuantitativos. Este método de análisis sísmico cuantitativo se utiliza a menudo en la segunda etapa de caracterización de yacimientos, modelado estático, evaluación de reservas y optimización de pozos de desarrollo de gas natural y planes de pozos de evaluación de petróleo.

La amplitud de reflexión en la parte superior de la Formación Nido se utiliza para predecir la porosidad de la matriz en la parte superior del yacimiento de carbonato. De acuerdo con resultados de modelos de yacimientos anteriores, las zonas de alta porosidad ocurren principalmente en la región central de la laguna. En el área central de la laguna, la lixiviación atmosférica mejora la calidad del yacimiento. En el lado terrestre del arrecife oriental de la laguna, la calidad de este yacimiento está protegida por la cementación marina temprana. Estas áreas son objetivos preferidos para la perforación de desarrollo de gas. Relativamente hablando, para evitar el riesgo de pérdida de lodo, se deben evitar en la medida de lo posible las zonas de baja porosidad que son propensas a la formación de grietas. Esta pérdida de lodo es un problema potencial de perforación.

Diferentes técnicas de inversión de impedancia de onda pueden comprender la porosidad del yacimiento. Considerando la relación lineal entre la porosidad y la velocidad en rocas carbonatadas puras, para los modelos estáticos de yacimientos carbonatados, el volumen de porosidad es la base para lograr una conversión correcta de tiempo a profundidad. Utilizando el volumen de porosidad como fondo, combinado con análisis de facies sísmicas tridimensionales y modelos sedimentarios basados ​​en datos de pozos y análogos, se pueden construir varios modelos estáticos. Estos modelos estáticos pueden usarse para calcular reservas de hidrocarburos in situ y servir como base para la ubicación de pozos en áreas favorables de desarrollo de yacimientos. Los resultados del desarrollo de pozos de gas natural y la productividad temprana respaldan nuestra distribución modelada de yacimientos en el área de la laguna norte del yacimiento de Malampaya.

El modelo de altura de porosidad establecido a partir de diferentes cuerpos de porosidad se utilizó para modelar visualmente la distribución de la calidad del yacimiento en el anillo petrolero de Malampaya y se convirtió en la base para la evaluación horizontal del diseño del pozo. El pozo de evaluación del anillo horizontal de petróleo MA-10 perforado a finales de 2001 confirmó los resultados de la predicción de la distribución de facies sedimentarias y la calidad del yacimiento.

Agradecimientos

Este artículo se basa principalmente en el trabajo realizado durante la perforación de pozos de desarrollo de gas y pozos de evaluación de petróleo en Malampay en 2000 y 2001. Estoy muy agradecido al equipo de operaciones subterráneas de Shell Filipinas Exploration BV (SPEX), especialmente a G.Davies, J.Esquito, G.Loftus y O.Tosun por su ayuda. El procesamiento de datos sísmicos, la investigación de datos sísmicos especiales y el modelado de yacimientos se realizaron en Shell Exploration and Production Technology and Research (SEPTAR) en Rijswijk, Países Bajos. Además, estamos muy agradecidos a A. van den Berg, T. Carlson, J. Leguijt, L. Mieles-de Pina, E. sims y T. Tjan por su ayuda. Las revisiones de Bruce Hart y Gregor Eberli mejoraron enormemente el manuscrito. Agradecemos mucho a empresas como SPEX, Texaco Filipinas y PNOC-EC por permitir la publicación pública de la información contenida en este artículo.

Referencias

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(Traducido por Xing Fengcun; editado por Zhou Dongsheng, Li Qiufen)