MODELOS ANISOTRÓPICOS DE FÍSICA DE ROCAS PARA LA DETECCIÓN DE YNFS EN AMBIENTES CARBONATADOS EN UNA ZONA DE LA REGIÓN MARINA NORESTE EN EL GOLFO DE MÉXICO.
En la exploración de Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNFs), el principal desafío consiste en el nivel de anisotropía derivado de la presencia de fracturas, la cual modifica las propiedades elásticas de los yacimientos y, por lo tanto, afecta la respuesta sísmica y sónica, dificultando su interpretación y caracterización. En esta índole, la física de rocas se presenta como un puente directo entre la respuesta sísmica y las propiedades petrofísicas de un yacimiento, con modelos anisotrópicos capaces de discriminar dichos efectos y enfocarlos en la detección de YNFs.
En este trabajo se presenta una metodología —con base en los registros geofísicos de pozo convencionales— bajo la definición de litotipos. Las velocidades de sus matrices son definidas mediante la generación de plantillas, invirtiendo las relaciones de aspecto (RA) de sus inclusiones porosas y así determinando la contribución intergranular (RA ≈ 0.3), vugular (RA ≥ 0.6) y por fracturas (RA ≤ 0.1). Posteriormente se calculan los elementos elásticos de la roca con poros vacíos, se fractura bajo la teoría de Linear-slip y finalmente se satura con sus fluidos correspondientes.
Esta metodología fue aplicada al periodo Cretácico de un pozo productor de aceite ubicado en una zona de la región marina noreste en el Golfo de México. Los resultados principales son dos indicadores de fluido (calculados con ciertos parámetros estimados de la roca fracturada saturada) que resaltan adecuadamente la zona del yacimiento, el cual fue clasificado como un YNF de tipo III, con valores promedio de ≈ 0.02 de densidad y ≈ 0.01 de porosidad. Estos resultados muestran que la metodología propuesta es capaz de reproducir el comportamiento elástico de este tipo de yacimientos, obteniendo parámetros elásticos que pueden ser utilizados para generar sismogramas sintéticos, calculados en función de los ángulos de incidencia y acimut, que pueden ser utilizados para realizar inversión sísmica pre-apilada AVOA (Amplitud Versus Offset y Acimut), estimando los parámetros elásticos de debilidades de fractura en toda la cobertura sísmica con una incertidumbre menor al discriminar los efectos anisotrópicos.