D O L O M I T I Z A C I Ó N E I N T E N S I D A D D E F R A C T U R A M I E N T O D E L

C A M P O C A R D E N A S

M a x S u t e r у M a r i o V a r g a s *

RESUMEN

El c a m p o Cárdenas e s t á u b i c a d o p a l e o g e o g r á f i c a m e n t e e n l o s d e p ó s i t o s de ta lud e x t e r n o de una p l a t a f o r m a c a r b o n a t a d a d e l Jurás ico S u p e r i o r / Cretác ico Inferior, l o s cuales e s t á n p a r c i a l m e n t e d o l o m i t i z a d o s : la d o l o m i t i z a c i ó n n o está restringida a h o r i z o n t e s estrat igraf icos e spec i f i co s . El c a m p o está l i m i t a d o por u n a cobi jadura rotada de edad terciaria ( c i n t u r ó n cord i l l erano d e pl ie­g u e s y caba lgaduras ) , y es tá se l lado por iut i tas de l Cretác ico Superior . El c a m p o p r o d u c e de p o r o s p r o d u c t o del f r a c t u r a m i e n t o de intervalos d o l o m i t i z a d o s .

El p o t e n c i a l de h i d r o c a r b u r o s , en áreas aún n o perforadas de l c a m p o , se d e t e r m i n ó por la d i s t r i b u c i ó n t r i d i m e s i o n a l de l grado d e d o l o m i t i z a c i ó n y d e la in tens idad de l f r a c t u r a m i e n t o , a partir d e la i n f o r m a c i ó n de p o z o s . Se usaron registros g e o f í s i c o s ( D S T * , L D N * , y B H C * ) de 2 4 p o z o s para d e t e r m i n a r la d e n s i d a d de grano d e c a b o n a t o s l i m p i o s (d i s cr iminadores R T , R H G X , y M d e la gráfica M-N) , m i e n t r a s q u e la frecuenc ia d e e v e n t o s D C A * , m e d i d o en 2 0 p o z o s , per­m i t i ó la c u a t i f i c a c i ó n d e la d i s t r i b u c i ó n d e la p o r o s i d a d secundaria . Se real izaron c o n t o r n o s d e in tens idad d e e v e n t o s D C A * , y d e p r o d u c t o s de e spesor d e c a r b o n a t e s l i m p i o s por el porcenta je de d o l o m i t i z a c i ó n , e n in terva los cada 1 0 0 m de p r o f u n d i d a d . Los re su l tados se presen tan e n ma­pas (cada 1 0 0 m ) y en s e c c i o n e s a través de los p o z o s . Las var iac iones t a n t o h o r i z o n t a l e s c o m o vert ica les d e l o s d a t o s se usaron l u e g o para e s t i m a c i o n e s t r i d i m e n s i o n a l e s por b l o q u e s .

La i n t e n s i d a d del f r a c t u r a m i e n t o corre lac iona b i en c o n el grado de d o l o m i t i z a c i ó n en la par­te norte del c a m p o , l o q u e se p u e d e exp l i car por el c o m p o r t a m i e n t o q u e b r a d i z o de la d o l o m í a . La gran i n t e n s i d a d del f r a c t u r a m i e n t o q u e e x i s t e en la parte sur del c a m p o , n o parece estar m u y c o n t r o l a d a por el grado de d o l o m i t i z a c i ó n , s i n o m á s b ien por la cercan ía a la falla regional que de l imi ta el c a m p o . La d i recc ión preferencia l de l o s e v e n t o s D C A * , la cual indica c a m i n o s p o t e n ­ciales de m i g r a c i ó n d e fiuidos es en partes paralela, a fallas n o r m a l e s cretác icas de l interior del c a m p o . O t r a s d i r e c c i o n e s s o n m á s b i e n a leator ias , c o m o resu l tado d e la s u p e r p o s i c i ó n d e varios e v e n t o s t e c t ó n i c o s q u e p r o d u j e r o n el f r a c t u r a m i e n t o .

A partir d e n ú c l e o s de b l o q u e de matr iz , c o n d i m e n s i o n e s h o r i z o n t a l e s d e 4 c m , y una di­m e n s i ó n vert ical d e 2 8 c m , se o b t u v o una p o r o s i d a d d e f r a c t u r a m i e n t o d e 0 . 1 4 % p a r a una aper­tura de 2 5 m i c r o n s de las fracturas, y una p o r o s i d a d de 0 . 5 7 % para una apertura de 1 0 0 mi­crons .

Ы m e t o d o d e s c r i t o se cons idera una herramienta vál ida en el desarro l lo d e c a m p o s q u e p r o ­d u c e n d e p o r o s i d a d por f r a c t u r a m i e n t o d e cal izas i rregularmente d o l o m i t i z a d a s .

ABSTRACT T h e Cárdenas I-icld is p a l e o g e o g r a p h i c a l l y l o c a t e d in the fores lope d e p o s i t s o f an U p p e r Jurassic / L o w e r C r e t a c e o u s c a r b o n a t e p l a t f o r m , w h i c h are partly d o l o m i t i z e d , the area o f d o l o m i t i z a t i o n

* S c h a h u m b c r p e r dc M é x i c o .

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BOL ASOC. МЕХ. GEOL. PETR.

INTRODUCCIÓN

El campo Cárdenas produce aproxi­madamente cientoveinte mil barri­les diarios de aceite de 39 grados API de porosidad por fracturamien­to {<\%) de calizas dolomitizadas, a una profundidad de 4 ,900 a 5,800 m. La dolomitización no está estra-tigraficamente controlada. El yaci­miento es probablemente del tipo de empuje de gas (GOR = 310 m ^ m ' . sin oroducción de agua).

La dolomitización irregular del campo causó dos pozos secos, lo que puso en duda el sistema de es-paciamiento regular de los pozos cada 1,000 m, y que justificó una cuantificación del potencial en hi­drocarburos del área aún no perfora­da del campo. Más de veinte pozos

con registros geofísicos se utilizaron para determinar: (1) la distribución de la intensidad del fracturamiento; (2) el espesor de carbonatos limpios y (3) su grado de dolomitización. Los métodos desarrollados para este estudio, y sus resultados son el con­tenido de este trabajo.

GEOLOGIA REGIONAL

El campo Cárdenas está ubicado paleogeográficamente en el talud externo, al nor-noroeste de una plataforma carbonatada del Jurási­co Tardío/Cretácico Temprano (fi­gura 1. Bancos carbonatados mayo­res, marginaron el Golfo de Méxi­co en el Cretácico Temprano (Wil­son, 1975, fig. Xl-5) , y la mayor

38

being no t conf ined t o dist inctive stiatigraphic horizons . T h e field is l imi ted to the rotated upper plate o f a Miocene overthrust (Cordilleran foreland fold-thrust belt) and sealed by Upper Cre­taceous shales. It produces from the fracture poros i ty o f d o l o m i t i z e d intervals.

T h e hydrocarbon potent ia l o f undril led field segments was es t imated by determining the 3-D distribution o f the grade o f do lomi t i za t ion and o f the fracture intensi ty by interpolat ing wel l data. Geophys ica l wirel ine logs ( D S T * , L D N * and BHC*) o f 2 4 wel ls were used to deter­mine the grain densi ty o f clean carbonates ( R T , R H G X , and M-N plot cutt-offs) , whereas the freguency of D C A * events , measured in 2 0 wel l s a l l owed quant i f icat ion of the distribution o f the secondary poros i ty . Both , the vertical and horizontal data variations were then integrated t o b l o c k est imates .

T h e fracture intensi ty correlates wel l w i th the grade o f do lomi t i za t ion in the northern part o f the field, which can be exp la ined by the brittle behaviour o f do lomi te . The great fracture intensity exist ing in the southern part o f the field does no t seem to be contro l led by the grade of do lomi t i za t ion , but rather by the vicinity of a major thrust fault and associated high diffe­rential stresses. The preferential or ientat ion o f the D C A * events , which is supposed to indicate potent ia l fluid migration paths, parallels partly Cretaceous normal faults o f the field interior. The or ientat ion is in other places rather random, as the fractures are the result o f superpos i t ion o f various t ec ton ic events .

Tlie average matrix b lock is a parallel-epiped wi th 4 cm hor izonta l and 2 8 c m vertical di­mens ions , as determined from core data. The corresponding frature poros i ty i s 0 . 1 4 | f o r an average fracture aperture of 25 microns , and 0 . 5 7 1 for an average fracture aperture o f 1 0 0 mi­crons.

The described m e t h o d is considered a valuable evaluat ion too l in the d e v e l o p m e n t o f reser­voirs that produce from the fracture porosi ty o f irregularly d o l o m i t i z e d l imestone .

VOL. XXXV. NUM. 2, 1983

G O L F O M E X I C O

C U E N C A

CAMPO CARDENAS

'CARDENAS o \ 0

BORDE DE PLATAFORMA

' P ICHUCALCO

F A C I E S DE

Fig . 1. P a l e o g e o g r a f í a d e l C r e t á c i c o T e m p r a n o , s e g ú n S a n t i a g o A c e v e d o , 1 9 8 0 , c o n la u b i c a c i ó n del c a m p o C á r d e n a s en la z o n a d e t rans ic ión en tre u n a p la ta forma c a r b o n a t a d a en el sur y una c u e n c a abier­ta ( G o l f o d e M é x i c o ) e n el n o r t e . T a m b i é n es tán marcadas las fallas n o r m a l e s d e l Terc iar io q u e d e l i m i ­tan ai h o r s t de V i l l a h e r m o s a o d e R e f o r m a - A k a l de las c u e n c a s d e C o m a c a l c o y de M a c u s p a n a .

3 9

BOL ASOC. МЕХ. GEOL. PETR.

parte de la producción de hidrocar­buros en México es aportada por las rocas de facies de talud de algunas de estas plataformas (Viniegra, 1981). Los cinturones de facies y los tipos de microfacies de la zona de transición entre banco calcáreo y cuenca son particularmente bien conocidos para las Plataformas de El Doctor (Enos, 1974) y de Valles-San Luis Potosí (Griffith y coauto­res, 1969; Carrillo, 1971; Carrasco, 1977), en un espesor de aproxima­damente 2 ,000 m. expuestas en la Sierra Madre Oriental, y de los campos petroleros de la Faja de Oro (Enos, 1977). Las facies de talud y de borde de plataforma (figura 2) están caracterizadas en algunos cam­pos por su alta porosidad primaria (brecha sedimentaria, caliza bioclás-tica de textura depositacional grains-tone-rudstone-floatstone), compara­do con la baja porosidad de matriz de las calizas en la cuenca y en el interior de plataforma, las cuales tienen una textura micrítica. En el campo Cárdenas, la porosidad ori­ginal fué casi totalmente nulificada por cementación y dolomitización: la porosidad de matriz varía entre Oy 2 | .

A las rocas del yacimiento del Cretacico Inferior subyacen calizas arcillosas y evaporitas del Jurásico Superior (figura 2). Suprayacen aproximadamente 500 m de rocas del Cretácico Superior compuestas

por: (1) calizas pelágicas (Formación Agua Nueva); (2) calizas pelágicas, Iutitas y areniscas (Formación San Felipe) y (3) calizas arcillosas y Iu­titas (Formación Méndez); y enci­ma hasta 4 ,000 m metros de rocas clásticas del Terciario. Las Iutitas del Cretácico Superior forman el sello. Las calizas arcillosas del Jurásico Superior son muy probablemente las rocas generadoras; la reconstruc­ción de su historia de sepultamiento indica que caen dentro de la venta­na del aceite.

El campo Cárdenas está limitado por una cobijadura rotada de rumbo sureste y de vergencia hacia al su­roeste (figura 3) de edad Miocèni­ca (cinturón cordillerano de plie­gues y cabalgaduras), con una com­ponente vertical de desplazamiento de aproximadamente 1,000 m y una inchnación entre 15 y 20 gra­dos. El pliegue es asimétrico; su flan­co frontal tiene un echado de 8 a 13 grados, pero el echado de su flanco nororiental sólo es de 4 a 6 grados. El campo está delimitado hacia el este por una falla normal (figura 3 , flanco oriental hundido), mientras que su extensión hacia al noroeste no se conoce. Las fallas normales del interior del campo son interpretados por Petróleos Mexica­nos como fallas de crecimiento, puesto que hay cambios de facies y de espesor de las rocas Cretácicas a través de ellas.

4 0

SE INTERIOR DE PLATAFORMA

BORDE DE PLATAFORMA

TALUD

NW CUENCA

CARDENAS

N .

A A A A A A A A A A A A A A A

Fig. 2 . Ubicación paleogcográfica del campo Cárdenas e n e i talud e x t e m o de una plataforma carbonata­da del Cretácico Temprano. 1 = Formación Méndez. 2 = Formación San Felipe. 3 = Formación Agua Nueva. 4 =Tamaul ipas Superir, y 5 =Tamaul ipas Inferior (facies de cuenca). 6 = Formación Taniabra (facies de talud). 7 = Formación El Abra (facies de borde de plataforma). 8 = Formación El Abra (fa­cies de interior de plataforma). 9 = rocas del Jurásico Superior. Según Wilson, 1 9 7 5 , modif icado. Sin escala.

7200000 ТЪООООО 74000 0 0 751ХЮОО 7600000 7 700000 7800000 7900000 8000000 81000.00 8200000 8500000 84000.00

- 1 ( 0 0 « 00 г 1 1 1 } 1 1 1 ( 1 Г

- 1 7 С 0 0 Л 0 -

- i tooo . oo -

- 1ЭООО.0О -

» о г

о га О г •в

р

-XSOfiOOO

Fig. 3. Mapa estructural del campo Cárdenas para la cima del Cretácico Inferior. El mapa se construyó por medio de computación, usando datos proporcionados por Petróleos Mexicanos (datos de la cima del Cretácico Inferior de los pozos , geometría de los bloques delimitados por fallas), y datos del regis­tro de ecliados.

BOL ASOC. МЕХ. GEOL. PETR.

F R A C T U R A S , S U D I S T R I B U C I Ó N Y S U

D I R E C C I Ó N P R E F E R E N C I A L

D o s pozos secos de desarrollo (Ca-181 y Ca-291) propiciaron el interés en conocer más sobre la ten­dencia de la porosidad de fractura-miento , y sobre la orientación de las fracturas. Estos datos deberían ayudar en determinar la ubicación de nuevos p o z o s de desarrollo y de recuperación secundaria. También son de importancia para estudios de simulación de yac imientos fractura­dos (van Golf-Racht, 1982) .

Información de DCA* ("Detec­tor of Conduct iv i ty Anomal ies") de 13 pozos estaba disponible al ini­cio de este estudio, y de 2 0 pozos al final. Estos DCAs fueron usados por Petróleos Mexicanos con buen éx i to para localizar intervalos para pruebas de producción. DCA es un programa de computac ión , que usa c o m o datos de entrada los resulta­dos del programa denominado GEO-DIP*, que a su vez, es un programa de reconoc imiento lógico de patro­nes (Vincent y coautores, 1977) y que tiene c o m o entrada la informa­ción del HDT*. Contrariamente al GEODIP*, el DCA* determina aquellos patrones de las curvas de resistividad que no se pueden co­rrelacionar entre los cuatro patines de la herramienta H D T * (anomalías de conductividad), y los presenta en gráficas de profundidad contra el azimut de las anomalías. Las ano­malías de conductividad se expli­

can por irregularidades en la pared del p o z o que están revestidos con l o d o de perforación. Un estudio de un intervalo nucleado de 125 m de la Formación Scaglia del área adria­tica central (calizas laminadas de grano fino de facies pelágica con unidades masivas de brechas sedi­mentarias) reveló que de los 4 6 eventos registrados por el DCA; solo 6 n o fueron causados por frac­turas; tres de los últ imos correspon­dieron a estilolitas, y dos podían ser relacionados con intervalos de brecha sedimentaria (De lhomme y coautores, comunicación por escri­to) .

Se cuantificaron loseventosDCA* a intervalos de 100 m de profundi­dad para, posteriormente, realizar mapas de iso-intensidad de estos eventos, y elaborar cortes horizon­tales cada 100 m de profundidad (figura 4 ) y secciones verticales (figura 5). Los contornos de las sec­ciones verticales sólo se basan en los valores de los pozos atravesados. N o consideran los valores de la dis­tribución horizontal (mapas), pero son un m é t o d o rápido para visua­lizar áreas con alta densidad de eventos DCA*. Una estimación más sofisticada se podría hacer por me­dio de estimaciones de bloques, integrando la variabilidad de los da­tos tanto horizontales c o m o verti­cales. Este m é t o d o se aplicará en la determinación de la distribución tri­dimensional de la dolomitización (véase más adelante).

La distribución de los eventos

4 3

•^2000- 7Э0ОО- lAOOO. 7S000_ T6000 . 77000 . 78000 . 79000 . 80000 . 81000 . 82000 . 83000 . 84000.

17000

18000.

-19000.

-20000

?IQ00.

22000.

->J000. L_

24000.

? M 0 0 .

1 1 ; Г -I г

-i -17000.

- \ -18000.

-16000_

-19000_

J - 2 0 0 0 0 . .

_ J - 2 Ш 0 0 .

- 2 2 0 0 0 -

J - 2 3 0 0 0 . .

J - 2 4 0 0 0 .

- 2 5 0 0 0 . . 72000. 7300Q. 74000- 7S00Q_ 1 6 0 0 0 . 7 7 0 0 0 . 7 8 0 0 0 . 7 9 0 0 0 . 8 0 0 0 0 . 8 1 0 0 0 . B2000. ВЭ000, B4000.

Fig. 4 . Mapa con la distribución de los eventos DCA* para el intervalo 5 6 0 0 - 5 5 0 0 m de profundidad.

Q CA-I3I CA-IIIA CA-122 CA-142 CA-162 CA-182 CA-181 CA-291 c'

4^

-SO.00

-51.00

- 1 1 . 0 0

-91 .00

H - M , 0 0

H-Í1 .00

- Ì 4 . 0 0

-«T.OO

• .00

< o r

2 c

Fig. 5. Sección vertical longitudinal C-C' a través del campo Cárdenas. Contomos de isointensidad de eventos DCA*. La traza está indicada en la figura 4.

00

BOL. ASOC. МЕХ. GEOL. PETR.

DCA* puede describirse de la si­guiente manera: un alto existe en la parte central del campo a una profundidad de 5,300 a 5 ,400 m, mientras que la sección más baja de la parte central del campo está caracterizada por baja densidad de eventos DCA* (figura 5). La densi­dad es muy alta en la parte sur-cen­tral del campo a una profundidad entre 5,400 y 5,900 m, y muy baja para la columna entera de la parte central-oriental, la cual está carac­terizada por baja producción.

La distribución de fracturas pue­de ser influida por varios paráme­tros (Stearns y Friedman, 1972), tales como la litología, el espesor de los estratos, la cercanía de fallas y la cantidad de desplazamiento a lo largo de ellas, el tipo de estructura en la cual se encuentran las fractu­ras, el campo de esfuerzos que causó las fracturas (incluyendo la presión por los fluidos de poros), la temperatura, la velocidad de la de­formación y otros más. Parece que la alta intensidad de eventos DCA en la parte sur-central del campo Cárdenas es principalmente causada por la cercanía a la falla regional que delimita el campo. Se postuló al inicio de este estudio que la in­tensidad del fracturamiento (y por lo tanto también la producción) estaba principalmente controlada por el grado de dolomitización de las rocas. El pozo Ca-122, por ejem­plo (figura 6) indica una correlación estrecha entre la densidad de grano y la presencia de eventos DCA*

Se trató, por eso, de d e t e r m i n a r también la distribución de earbona -tos limpios y de su grado de d o l o ­mitización (véase más ade lante ) .

La orientación de las anomal ías DCA* se puede ver en la figura 7. Los máximos que se r e p i t e n después de 180 grados (por e j e m p l o Ca-105) se pueden interpretar como causa­dos por fracturas planas, los m á x i ­mas que se repiten después de u n ángulo ligeramente diferente de 180 grados pueden ser causados p o r fracturas no-planares, mientras que otras orientaciones pueden ser c o n ­sideradas como "ruido" (causado por porosidad de disolución). Las fracturas son, en algunos sitios, paralelas a las fallas normales del interior del campo ( C a - l l l A , C a -121, Ca-122 , Ca-131, Ca-142, C a -147). La dirección preferencial nor­te-sur y la alta frecuencia del f rac­turamiento entre los pozos Ca-105, Ca-117, y Ca-139 sugiere un alto potencial horizontal de migración de fluidos entre estos pozos. L o s máximos de orientación de fracturas con dirección nor-noreste y este-no­reste podrían corresponder a juegos conjugados de fracturas de cizalla-miento asociados con el cabalga­miento regional.

N o hay una tendencia general para la orientación del fracturamien­to del campo Cárdenas, lo que se puede explicar por la historia tec­tónica compleja impuesta sobre el área del estudio desde la deposita-ción de los sedimentos de talud del Cretácico Inferior. La secuencia de-

46

VOL. XXXV. N U M . 2 , 1983

Fig. 6 . Correlación entre densidad de grano y cantidad de eventos DCA para el pozo Canlenas-12¿.

47

DI AGRAMAS DE FRECUENCIA DE ANOMALÍAS DE CONDUCTIVIDAD

00

S3 o r

o m O r 15 B H !»

Fig. 7. Orientación de las anomalias DCA*

VOL. XXXV. NUM. 2 , 1983

formacional puede incluir: (1 ) fallas normales sinsedimentarias del Cretá­cico Temprano de la zona de tran­sición entre plataforma y cuenca; (2) fracturas y fallas asociadas con, diapiros salinos c o m p u e s t o s por sal del Jurásico Superior documenta­dos en la cercanía del c a m p o Cár­denas; (3 ) estructuras de t ipo horst-graben del Terciario Temprano (figura 1 ; horst de Vil lahermosa o de Reforma-Akal y graben de Coma-calco); y f inalmente (4 ) la cabalga­dura Miocènica, formando la tram­pa (figura 3) . La distribución del fracturamiento causado por la super­posición de estos varios eventos tec­tónicos debe de ser bastante difícil de simular por modelaje numèrico

(el cual normalmente asume un cam­po de esfuerzos bajo condic iones estáticas en un med io cont inuo iso-trópico) o por deformaciones expe­rimentales. Pensamos , por lo tanto , que m é t o d o s estadístico-probabil ís-ticos son más apropiados bajo estas condicones para determinar el po­tencial de hidrocarburos en zonas no perforadas del yac imiento .

El área de baja frecuencia de even­tos DCA* de la figura 7 (parte cen­tral-oriental del campo) es idént ico con aquel s egmento del campo que tiene la más baja producción. Eso hace cuestionar si una serie crono­lógica de datos regularmente actua­lizados, c o m o los de la figura 7 (densidad y orientación de los even­tos DCA*) , en caso de haber sido usado desde el inicio del desarrollo del campo Cárdenas, nos habría

ahorrado algunos pozos; ya sea en el área de baja frecuencia de even­tos DCA* o ya sea CA-117. Esta­m o s seguros que un banco de datos sobre la frecuencia y la orientación de eventos DCA*, presentado gráfi­camente con mapas y secciones de c o n t o m o s , es de mayor utilidad en el desarrollo de un campo que pro­duce de porosidad secundaria. Un banco de datos regularmente mantenido , permite consultar el es­tado más actual de la distribución de los eventos DCA*. Ayudaría a cuantifícar el potencial en términos de porosidad secundaria de un pun­to a perforar, mediante secciones de cualquier orientación o mediante presentaciones especiales c o m o pris­mas (con paredes de mapas de con­tornos, cortándose en la región a perforar), o bien c o m o diagramas de vallas.

Se cuantificaron visualmente para-metros de fracturamiento de unos-núcleos del campo Cárdenas figura 8. Los resultados se presentan en la figura 9. Hay 4.5 veces más micro-fracturas (apertura < 100 microns) que fracturas. En promedio hay una (micro-) fractura cada 10 cm, mien­tras que sólo existe en promedio un evento DCA* cada metro en los mismos intervalos de profundidad, por lo que se concluye que el DCA* no indica microfracturas.

Conoc iendo la cantidad de (mi­cro—) fracturas abiertas ( 4 6 ) y el vo lumen de los fragmentos anali­zados ( 1 8 , 0 5 2 cm^) , además de la proporción entre (micro—) fractu-

4 9

B O L . A S O C . MEX. G E O L . PETR.

Fig. 8, N ú c l e o 1 ( f ragmento 14) del p o z o Cárdenas-105 ( intervalo d e profundidad 5 4 1 3 - 5 4 2 2 m ) c o n dos fracturas d c c i sa l lamiento . Una fractura de t ipo normal está sobrepues ta por una fractura de t i p o inversa q u e de l imita al fragmento . La a c c u m u l a c i ó n de material de c o l o r negro a lo largo del plan d e la falla (arcillas o material orgánico) es p r o b a b l e m e n t e causado por d i so luc ión por pres ión del carbona­to . Según el registro N G T * (e spec trometr ía d e rayos g a m m a naturales) , el intervalo t i ene u n a c o n c e n ­tración de 2 p p m de Tli y de 1 %de K; ind icando la ex i s tenc ia de iüta.

S O

p o z o núcleo profundidad

( m )

material examinado

( c m ) fracturas

micro

fracturas ve r t i ca l normal inversa hor izontal

frecuencia

( p o r m.)

f recuencia de eventos D C A ( p o r m . )

105 1 5 4 1 3 - 5 4 2 2 70 1 9 ( 2 ) 3 6 1 1 1 0 . 7

2 5 5 5 0 - 5 5 5 6 . 5 6 0 1 5 ( 3 ) 5 5 l.l

3 5 6 3 8 - 5 6 4 2 7 0 8 ( 4 ) 8 6 0 . 0

4 5 7 3 0 - 5 7 3 9 1 0 0 2 9 ( 9 ) 9 1 1 2 1 . 8

1 4 4 3 5 5 0 0 - 5 5 0 5 3 9 3 3 3 3 1 5 1 . 4

4 5 5 0 5 - 5 5 1 0 4 5 3 ( 1 ) 9 ( 3 ) 3 6 1 2 18 2 . 2

1 2 1 1 5 0 6 0 - 5 0 6 8 2 7 1 5 ( 2 ) I 15 0 . 5

2 5 0 9 9 - 5 1 0 8 1 3 1 1 8 1 . 3

3 5 2 0 0 - 5 2 0 9 2 4 1 2 ( 1 ) 1 2 8 l.l

181 2 5 7 1 3 - 5 7 2 1 9 6 4 2 4 ( 2 1 ) 21 3 2 7 0 . 3

l i g . 9. Parámetros de fracturamiento de unos núcleos del campo Cárdenas. Los valores entre parénte­sis indican (micro-) fracturas rellenas. La frecuencia se refiere a (micro-) fracturas abiertas. En el cálculo de la frecuencia de eventos DCA* se contaron só lo una vez los eventos que se repiten a 180 grados.

to

BOL ASOC. МЕХ. GEOL. PETR.

ras verticales/subverticales y hori-zontales/subhorizontales (7 .5:1) , se puede calcular la geometría y el ta­maño promedio de los bloques de matriz (paralelepípedo con dimen­siones horizontales 3.74 cm, y di­mensión vertical 28.05 cm). Usan­do estas dimensiones, y una aper­tura promedio de 25 micrones de las fracturas (van Golf-Racht, 1982), se puede calcular la poro­sidad de fracturamiento 0f = 0.141. Para una apertura d«: 100 microns resultaría <p{ = 0 . 5 7 | . El valor con­cuerda con 4>f de otros reservónos, donde generalmente es menor de 0 .51 (Nelson, 1983).

D I S T R I B U C I Ó N D E C A R B O N A T O S L I M P I O S Y D E

S U G R A D O D E D O L O M I T I Z A C I Ó N

Como se mencionó anteriormen­te se podía observar en unos pozos una buena correlación entre el gra­do de dolomitización y la frecuen­cia de eventos D C A * (figura 6) , lo ciue sugiere que la intensidad del fracturamiento está controlada principalmente por la litología (gra­do dc dolomitización). Esto está de acuerdo con datos de deformaciones experimentales que indican que la dolomía es más quebradiza que la caliza (Handin y coautores, 1963). Tratamos de confirmar esta tenden­cia determinando la distribución de los carbonatos limpios y de su gra­do de dolomitización en el campo

Cárdenas. Si la intensidad del frac­turamiento deducido del DCA* fue­ra controlada principalmente por el grado de dolomitización, los datos sobre la dolomitización deberían complementar nuestros conocimien­tos sobre la distribución de la in­tensidad del fracturamiento; puesto que los registros usados para la determinación de la distribución de la dolomitización vienen en partes de pozos de los cuales no se ha pro­cesado el DCA*.

El procedimiento aplicado en la determinación de la distribución de la dolomitización es como sigue: (1) Se corrió el programa PRESS* (de la cadena de programas del GLOBAL*) para 24 pozos en los cuales se había registrado DST*, LDN*, y BHC*, para conseguir RT (resistividad verdadera) y RHGX (densidad de grano) como función de la profundidad y corregidos por efectos ambientales. (2) Se procesó LUMP*, discrimi­nando RT < 3 0 0 ohmm, RHGX < 2.7 g/cm. y M > 0.77. El discrimi-nador RT debería ayudarnos a eli­minar intervalos arcillosos (al RT además de la arcillosidad también lo afecta la naturaleza de los flui­dos de poros. Sin embargo, en el campo Cárdenas la porosidad de matriz es casi nula): el discrimina-dor RHGX, el cual corresponde a la densidad de grano de calcita, ehmina a los intervalos con densi­dades de grano más bajas que las de carbonatos limpios, y el discrimi-nador M de la gráfica M-N, el cual

52

VOL. X X X V . NUM. 2 , 1983

depende del tiempo de tránsito só­nico de intervalo, nos elimina la anhidrita, la cual es frecuente en la parte baja de la columna producti­va (figura 2). (3) Se calculó por medio de LUMP* el espesor de carbonatos limpios y la densidad promedio de grano, para los mismos intervalos verticales de 100 m que ya se habían usado en el anáhsis de la distribución de los eventos DCA*. (4) Se computó el producto del es­pesor de carbonatos limpios por su porcentaje de dolomitización, deri­vado dfe la densidad promedio de grano. (5) Se realizaron mapas de los resul­tados de (4) por medio de los pro­gramas NORANA y BLUEPACK. Los resultados están presentados en mapas cada 100 m de espesor (figura 10) y en secciones verticales (figu­ra 11), los cuales se basan en los datos de los pozos.

La dolomitización no parece es­tar controlada estratigráficamente. Si fuera al contrario, habría una semejanza entre ios mapas de do­lomitización y de contornos estruc­turales (figura 3). La distribución irregular de la dolomía confirma la técnica de granear la dolomi­tización y los eventos DCA* para intervalos de profundidad, y no para unidades estratigráficas. Las ventajas del método consisten en su alta resolución vertical (unidades de 100 m comparado con la espesor mayor de las unidades estratigrá­

ficas), y en la facilidad de determi­nar la profundidad, comparado con las dificultades de determinar lími­tes bioestratigráficos en rocas alta­mente dolomitizadas.

De nuestra experiencia con otros pozos ubicados en la zona de tran­sición entre plataforma carbonatada y cuencas, como el Cantarell-2239, sabemos, que principalmente el ma­terial derivado de la plataforma es el que se dolomitiza (la alta porosidad primaria de las brechas sedimentarias y calcarenitas facilita la circulación de fluidos de poros y por lo tanto también los procesos diagenéticos como la dolomitización), mientras que el material pelágico, interca­lado en el talud externo, normal­mente es menos dolomitizado. Apli­cado al campo Cárdenas, se podría interpretar la lengua de dolomía, que se extiende del límite sur — oriental al interior del campo (fl--gura 10, intervalos de 5200-5100, 5400-5300, y de 5800-5500 m de profundidad) como depósitos de un abanico submarino de carbonatos derivados de la plataforma.

La distribución de la dolomía no es tan regular como la de los even­tos DCA*. Sin embargo, la parte centro - oriental del campo, la cual es de baja producción de hi­drocarburos, también está caracteri­zada por baja dolomitización. La extrapolación de ¡os datos sobre dolomitización sugiere alta dolomi­tización en el área no perforado al norte y noroeste de la parte desa­rrollada.

53

72000 . 7

J -22000.

Fig. 10. Mapa con la distribución de la dolomitización para el intervalo 5 6 0 0 - 5 5 0 0 m de profundidad.

Contornos del producto del espesor de carbonatos limpios por su porcentaje de dolomitización.

09 O r

J -23000 >

m >< ¡n m O r •0 m H JO

I C A - 1 3 1 C A - I I I A ' C A - 1 2 1 C A - 1 4 1 C A - I 6 I C A - I 6 3 A C A - 2 0 1

10 II 12 13 14 IS - 5 0 0 0

H - 5 I 0 0

- 5 2 0 0

H - 5 3 0 0

H - 5 4 0 0

H - 5 S 0 0

H - S 6 0 0

-1-57 0 0

i - 5 8 0 0

' - 9 9 0 0

O r

Fig. 11. Sección longitudinal vertical D-D' de la dolomitización. Contomos del producto del espesor de carbonatos limpios por su porcentaje de dolomitización, La traza de la sección está indicada en la figura 10.

00

BOL ASOC. MEX. GEOL. PETR.

En general, el grado de dolomiti­zación correlaciona bien con la in­tensidad de los eventos DCA*. Esto se ve, por ejemplo, al comparar las secciones longitudinales de la distri­bución de los eventos DCA* (figu­ra 5), y de la dolomitización (fi­gura 11). Las dos secciones tienen casi la misma traza, y las dos dis­tribuciones son muy similares. Sin embargo, la gran intensidad del fracturamiento que existe en la par­te sur del campo, no parece estar controlada por el grado de dolomi­tización, sino más bien por la cer­canía a la falla regional que deli­mita al campo.

Para la distribución de la dolomi­tización se emplearon técnicas geoestadísticas de estimación. Un ejemplo del procesamiento geoesta-distico de estimación de bloques se presenta en la siguiente sección. Este método integra la variabili­dad del fenómeno tanto vertical como horizontal.

E S T I M A C I O N E S P O R B L O Q U E S

La precisión de las estimaciones bidimensionales o tridimensionales depende de la densidad de infor­mación disponible. En el caso de un campo petrolero, la densidad de la información vertical (datos de re­gistros geofísicos) es siempre mu­cho más grande que la densidad ho­rizontal (cantidad de pozos). Re­cientemente, un método geoestadís-tico ha sido desarrollado para la determnación de la geometría de

yacimientos (Delfiner, 1981, comu­nicación por escrito) que toma en cuenta la información de líneas sísmicas (tiempos de reflexión) y los datos de registros de pozo , re­duciendo de esta manera la poca densidad horizontal. Pero para otros parámetros, tales como la porosi­dad o la densidad de grano, el pro­blema permanece. Una respuesta sería aprovechar la gran densidad vertical de información para obte­ner un modelo geoestadístico más confiable.

En el caso de la distribución de la dolomitización se ha intentado re­solver este problema por estimación de bloques (Journel and Huijbregts, 1978; Matheron, 1971): la variable utilizada para este ejemplo fue la densidad de grano promedio de car­bonatos liiTipios, promediada en in­tervalos cada 20 m. El programa BLUEPACK ha sido utilizado para este propósito.

El proceso de estimaciones por bloques consiste esencialmente de tres etapas: A. Análisis estructural vertical de los datos en intervalos cada 20 m (da­tos primarios) para cada pozo, para poder determinar (1) la variabili­dad vertical del parámetro en estu­dio, (2) una correlación visual de pozo a pozo basada en las compara­ciones de los variogramas, y (3) ajuste de un modelo teórico de va-riograma al variograma experimen­tal, para estimación de secciones (datos secundarios) con una longi-

56

VOL. XXXV. NUM. 2 , 1 9 8 3

tud preestablecida рог el rango del variograma experimental . B. Análisis estructural horizontal de cada sección estimada en la etapa A a lo largo del yac imiento , ésto para poder definir un m o d e l o de va­riograma para cada sección, el cual será usado eventualmente para la es­timación de bloques. Los variogra­mas horizontales n o son suficien­temente confiables para determinar radios de influencia horizontal , por lo que se utiliza la' opc ión de vecindad única, es decir, considerar toda la información para cada esti­mación. C. Est imaciones de bloques . Esta úl­tima etapa es llevada a cabo separa­damente por cada intervalo o sec­ción y uti l izando los datos prima­rios (cada 2 0 m) y los m o d e l o s de variograma deducidos en la etapa B.

Estas tres etapas fueron aplica­das a los pozos disponibles del Cam­po Cárdenas. Primeramente, un aná­lisis estructural fue aplicado para cada p o z o , lo cual indica la variabi­lidad en el sent ido vertical del fenó­meno y una posible correlación po­zo a p o z o . La figura 12 muestra un conjunto de variogramas experimen­tales calculados a lo largo de la pro­fundidad de cada p o z o . Una corre­lación estrecha puede ser observa­da en la variabilidad de los pozos CA-112 y C A - 2 0 1 , aunque la dis­tancia entre ellos sea de cerca de 6 km. Los p o z o s C A - 1 0 9 , CA-111 y CA-121 por el contrario, sólo exhi­ben una buena correlación para los primeros 8 0 m. En el caso de los

dos p o z o s C A - 1 1 1 y C A - 1 1 2 , l o s cuales se encuentran a poca d i s ­tancia, los variogramas son tan d i ­ferentes que no permiten ninguna correlación (figura 12).

En el siguiente paso, se ajustaron m o d e l o s matemáticos para cada va­riograma experimental, para realizar est imaciones por secciones. En ge­neral, los m o d e l o s lineal (figura 13) y esférico (figura 14) han sido los más apropiados. El tamaño de la sección fue escogido c o m o el ran­go promedio (radio de influencia) de los variogramas que presenta­ban meseta (mode lo esférico). En general esta distancia fue de 100 m (figura 14), la cual define también el espesor del bloque. La técnica del Kriging (Journel and Huijbregts, 1978) fue usada en las estimacio­nes de estas secciones, lo cual per­mit ió regularizar los datos vertica­les de todos los pozos en intervalos cada 100 m. La figura 15 muestra los resultados de las estimaciones de las secciones para el p o z o CA-124 , (donde Z es el valor est imado), to­mando en cuenta el modelo lineal ajustado al variograma experimental (figura 13).

Después de estimar las secciones para todos los intervalos cada 100 m, se ha tomado el intervalo de 5 5 0 0 a 5 4 0 0 c o m o ejemplo para ilustrar la estimación por bloques. Entonces , el primer paso es definir un m o d e l o estructural horizontal (ya sea un m o d e l o teórico de vario­grama o una función de covarian­cia generalizada, Matheron, 1973) a

5 7

(gr/cm'-m C A - 1 2 1 a o r

00

3 9 0

3 0 0

2 3 0

2 0 0

190

100

9 0

/ /

„ C A - 1 0 9 / X /

/ ' x - x / - - - x — — * ^ x C A - m

/ ^ í ' /

X / yC

X ' / . x ' , - x - . . x - - X C A - 2 0 1

^ . . - X ' . X - — x " ^ y ' ' > - X "

><

"o o r

JO

10 h ( X 2 0 m )

Fig. 12. Conjunto de variogramas experimentales.

(gr/cm'-m)^

10

h ( x 2 0 t n )

Fig. 13. Modelo lineal ajstado al veriograma experimental del pozo CA-124.

o

M O D E L O A J U S T A D O

03 O r >

p

>< o s r

pe

RANeO h ( x 2 0 m )

Fig. 14. Modelo esférico ajustado al variograma experimental del pozo CA-111.

V O L . X X X V . N U M . 2 , 1 9 8 3

P R O F .

I

5(3

5 2 0 0

5 300

5 400

5 500

5 600

5 T O O

5 800

5 9 0 0

Fig. 15. Estimaciones de secciones para el pozo <::áidenas-124.

61

BOL ASOC. MEX. GEOL. PETR-

partir de los datos se cúndanos esti­mados bajo este intervalo a lo lar­go del yacimiento. Se cuenta con 25 valores (de 25 pozos) para calcu­lar este modelo estructural, y se utilizó el programa BLUEPACK pa­ra obtener esta función estructural en el intervalo 5500-5400 m:

K(h) = 215.7 - 0 .027 H

donde K(h) es la función estructu­ral denominada covariancia genera­lizada, que sustituye al variograma en el sistema de kriging.

La figura 16 muestra una sección vertical através de IospozosCA-143, CA-161A y CA-182 con varios valo­res de estimación de bloques y su desviación estándar. Las estimacio­nes han sido hechas bajo los inter­valos: 5200 a 5300 m ; 5300 a 5 4 0 0 m y de 5400 a 5500 m. El tamaño del bloque es suficientemente pe­queño para presentar las estimacio­nes por medio de un mapa bidi-mensional sobre el intervalo 5400 a 5500 . Los datos primarios (cada 20 m) entre 5350 m y 5550 m fueron usados para las estimaciones de blo­ques del intervalo de 5400 a 5500 (fig. 17). de acuerdo al rango pro­medio del variograma vertical (100 m). Los valores de los pozos (puntos negros) en el mapa son las estima­ciones hechas para la sección 5400— 500 m; por lo que las líneas de con­tornos no coinciden en muchos ca­sos con ios valores de los pozos.

C O N C L U S I O N E S

La amplia cantidad de datos em­píricos obtenidos nos permitió esti­mar la intensidad de fracturamiento y el grado de dolomitización de áreas no perforadas del campo Cár­denas, interpolando datos geofísi­cos de los pozos por medio de mé­todos geoestadísticos. El método aplicado de estimación por bloques, aprovecha la excelente densidad vertical de datos, mejora la estima­ción y, por lo tanto, la confiabili-dad en la distribución de los para-metros petrofísicos de yacimientos.

Consideramos a los métodos apli­cados como una buena herramienta de evaluación en el desarrollo de ya­cimientos que producen de porosi­dad por fracturamiento o de caliza irregularmente dolomitizada. Sugeri­mos mantener un banco de datos sobre la frecuencia y la orientación de los eventos DCA* para el desa­rrollo de los campos que producen de porosidad de fracturamiento, lo que permitirá determinar el poten­cial en porosidad secundaria de sec­tores a perforar.

A G R A D E C I M I E N T O S

Se agradece a Petróleos Mexi­canos la cooperación durante el desarrollo de este estudio, y la aportunidad de presentar los da­tos en este boletín.

62

9s

V A L O R E S T I M A D O ( g r / c m ' - ) D E S V I A C I Ó N E S T Á N D A R

r

Fig. 16. Estimaciones de bloques tridimensionales para la parte centro-oriental del Campo Cárdenas.

72IXX). 73000 . 74000 . 7EO00 . 76000 . 77000 . 76000 . 79000 . 60000 . 61000. SZOOO. . 83000 . 84000.

-16000. - 1 6 0 0 0 .

2

-17000.

-18000.

-19000.

-21000.

-22000.

-24000.

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_ J -ITOOO.

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- 1 9 0 0 0 .

J -20000' .

- 2 1 0 0 0 .

-1 -23000 . ;

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03

ns w H

72000 . 73000 . 74000 . 7B0O0 . 76000 . 77000 . 78000 . 79000 . 80000 . 810O0 . 82000 83000.

-ZSOOO.

84000.

1% i7> Es^csdt de c o t b o n a t o s l i i np ioH p o r BU d o n s i d a d do grano promedio, para ci inteivalo 5500-54000 m poi <A mètodo de wtimaolón p o r b l o q u e i .

o r

VOL. XXXV. NUM. 2 , 1 9 8 3

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