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Las inyectitas de arena
Eric BracciniTotal E&P AngolaLuanda, Angola
Wytze de BoerMarathon Oil (United Kingdom) Ltd.Aberdeen, Escocia
Andrew HurstMads HuuseMario VigoritoUniversidad de AberdeenAberdeen, Escocia
Gerhard TempletonMaersk Oil North Sea UK LimitedAberdeen, Escocia
Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a Aimen Amer, Luanda, Angola; Robert S. Freeland,Universidad de Tennessee, Knoxville, EUA; Gretchen Gillis,Sugar Land, Texas, EUA; Karen Sullivan Glaser y MatthewVarhaug, Houston; Lars Hamberg y Cecilie Dybbroe Tang,DONG Energy, Hørsholm, Dinamarca; Patrice Imbert, TotalE&P, Pau, Francia; Eric Jameson, Marathon Oil, Aberdeen;David McCormick, Josephine Ndinyah y Richard Plumb,Cambridge, Massachusetts, EUA; David Mohrig, Universidadde Texas, Austin; Chris Murray, Laboratorio Nacional delNoroeste del Pacífico, Richland, Washington, EUA; WilliamSchweller, Chevron Energy Technology Company, San Ramón, California, EUA; y Ian Tribe, Aberdeen.FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), OBDT (herramienta de Medición de Echados en LodosBase Aceite), OBMI (generador de Imágenes Microeléctricasen Lodos Base Aceite), PeriScope, Q-Marine y UBI(generador de Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo) son marcas de Schlumberger.
Los diques y los filones capa (sills) de areniscas, conocidos como inyectitas de arena,
fueron considerados por mucho tiempo como meras peculiaridades geológicas. No
obstante, muchos operadores están comenzando a comprender el impacto—tanto
positivo como negativo—que pueden producir las inyectitas sobre los esfuerzos de
E&P. Mediante la utilización de estudios de afloramientos, datos de núcleos y de
registros, y un cuidadoso proceso de iluminación sísmica, las compañías están
observando que algunas de estas anomalías geológicas pueden constituir atractivos
objetivos exploratorios de enorme importancia a la hora de planificar y optimizar
las operaciones de recuperación de hidrocarburos.
> Rasgos comunes de inyecciones de arena. El rasgo A corresponde a un cuerpo arenoso deposita -cional que es además el generador de muchas de las inyectitas. El rasgo B es un filón capa de granespesor. El rasgo C corresponde a un complejo de filones capa y diques delgados. El rasgo D repre -senta a un conjunto de filones capa que se vinculan con los diques en forma escalonada y el E es un cuerpo intrusivo irregular de grandes dimensiones que contiene clastos de roca albergadora. El rasgo F corresponde a un filón capa del Cuerpo Generador A que es atravesado por un dique delCuerpo Generador J, mientras que el G denota la presencia de extrusiones de arena y volcanes. El H representa la existencia de emanaciones naturales de gas y el rasgo I indica inyecciones dearena cónicas. (Adaptado de Hurst y Cartwright, referencia 2.)
100 a 500 m
Fondo marino moderno
Fondo marino antiguo
A
B
C
D
E
F
G
G
H
H
20 a 100 m
J
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Las areniscas y otras rocas clásticas se crean apartir de sedimentos transportados por el viento yel agua, que se depositan bajo la fuerza de grave-dad. Los sedimentos más modernos se encuentransobre los más antiguos. Esta observación consti-tuye la piedra angular de la geología.
La mayoría de las secuencias sedimentariasconserva esta disposición a menos que la formaciónde fallas o pliegues coloque las rocas más antiguaspor encima de las más modernas. No obstante,existe otro mecanismo que puede perturbar elorden natural; los sedimentos sobrepresionadospueden ser removilizados y abrirse paso haciaarriba, intruyendo en las capas suprayacentesconforme los fluidos que los transportan buscanpresiones más bajas.
Las estructuras formadas por la inyección desedimentos se denominan “inyectitas” o “intrusio-nes clásticas.” Por su similitud con los rasgos íg-neos intrusivos y extrusivos, gran parte delvocabulario para describir las inyectitas ha sido to-mado de la geología ígnea (página anterior). Losfilones capa se sitúan en forma paralela a la estra-tificación, mientras que los diques la atraviesan.Los estratos que contienen la intrusión reciben elnombre de “roca albergadora” y las capas que ali-mentan la intrusión son las “capas generadoras.”Por el contrario, las capas depositacionales son lasque se formaron por la depositación del sedimentotransportado, no por un proceso de inyección. Losrasgos de inyecciones de arena exhiben escalas detamaño que varían de milímetros a kilómetros yhan sido observados en núcleos, registros de imá-genes de las paredes de los pozos, secciones sísmi-cas, afloramientos, fotografías aéreas e imágenessatelitales. Incluso, se han identificado de maneratentativa en fotos de Marte.1
Las compañías de E&P están percibiendo quemuchos yacimientos de petróleo y gas, existentesen areniscas depositacionales ordinarias, poseenconexiones con las inyectitas. Esto es importantepor dos razones fundamentales. En primer lugar,la arena inyectada puede agregar volumen a unyacimiento, y hacerlo en niveles que son estruc-turalmente más altos que el yacimiento principal.Por otro lado, las arenas inyectadas poseen habi-tualmente un elevado grado de porosidad y perme-abilidad, formando excelentes zonas productivas.La detección de la localización y de la forma delas inyectitas puede ayudar a ubicar con exacti-tud reservas adicionales e incrementar el éxito delas operaciones de perforación.
El segundo motivo del interés en las inyectitases la comunicación hidráulica. Ellas pueden mejo-rar la conectividad entre las capas prospectivas, loque a su vez posibilita que las reservas sean dre-nadas con menos pozos y a un costo más bajo. Noobstante, el aumento de la conectividad también
puede producir un impacto negativo. La presenciade inyectitas indica una brecha de la roca de cu-bierta que normalmente sella los hidrocarburospresentes en un yacimiento. Si un sello de yaci-miento se ha quebrado, el petróleo y el gas podríanhaber fugado o estar en comunicación con otro ya-cimiento. Las inyectitas también pueden afectarla conectividad con los acuíferos. Estas conside-raciones son decisivas para optimizar el desarro-llo de los campos petroleros y el modelado delcomportamiento de los yacimientos.
En este artículo, examinamos parte de lo quese ha asimilado sobre las inyectitas a partir de es-tudios de afloramientos y de la exploración delsubsuelo. Además analizamos algunos de los yaci-mientos conocidos de hidrocarburos, respecto delos cuales actualmente se cree que se asocian con
la presencia de inyectitas de arena y describimosel impacto de las mismas sobre su desarrollo.
Reconocimiento inicialLas intrusiones clásticas fueron reconocidas enafloramientos, minas y datos del subsuelo de todoel mundo (arriba).2 Han sido descriptas en la lite-ratura geológica que se remonta al año 1821.3 Du-rante su viaje en el HMS Beagle, entre 1832 y1836, Charles Darwin mencionó un dique ubicadoen el sector oriental de la Argentina como nota-ble, levemente tortuoso y constituido fundamen-talmente por granos redondeados de cuarzo.4
Durante los 170 años siguientes, los geólogos con-tinuaron reportando la presencia de diques dearenisca y otros de naturaleza clástica, haciendoconjeturas acerca de su origen.5
1. http://mars.jpl.nasa.gov/mgs/msss/camera/images/science_paper/f5/ (Se accedió el 11 de julio de 2008).
2. Hurst A y Cartwright J: “Relevance of Sand Injectites toHydrocarbon Exploration and Production,” en Hurst A yCartwright J (eds): Sand Injectites: Implications forHydrocarbon Exploration and Production, AAPG Memoir87 (Inyectitas de arena: Implicancias para la Exploracióny Producción de Hidrocarburos, Memoria 87 AAPG).Tulsa: AAPG (2007): 1–19.Ribeiro C y Terrinha P: “Formation, Deformation andChertification of Systematic Clastic Dykes in a Differentially Lithified Carbonate Multilayer. SWIberia,Algarve Basin, Lower Jurassic,” Sedimentary Geology196 no. 1–4 (15 de marzo de 2007): 201–215.Neuwerth R, Suter F, Guzman CA y Gorin GE: “Soft-Sediment Deformation in a Tectonically ActiveArea: The Plio-Pleistocene Zarzal Formation in the Cauca Valley (Western Colombia),” Sedimentary Geology 186, no. 1–2 (15 de abril de 2006): 67–88.Dharmayanti D, Tait A y Evans R: “Deep-Water Reservoir Facies of the Late Jurassic Angel Fan, Dampier Sub-Basin, Australia,” Artículo 30044 de Search and Discovery, mostrado el 4 de noviembre de 2006, http://www.searchanddiscovery.net/documents/2006/06127dharmayanti/index.htm (Se accedió el 21 demayo de 2008).
Chi G, Xue C, Lai J y Qing H: “Sand Injection and Liquefaction Structures in the Jinding Zn–Pb Deposit,Yunnan, China: Indicators of an Overpressured Fluid System and Implications for Mineralization,” EconomicGeology 102, no. 4 (Junio–Julio de 2007): 739–743.Truswell JF: “Sandstone Sheets and Related Intrusions fromCoffee Bay, Transkei, South Africa,” Journal of SedimentaryPetrology 42, no. 3 (Septiembre de 1972):578–583.
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4. Darwin CR: Geological Observations on South America.Being the Third Part of the Geology of the Voyage of theBeagle, Under the Command of Captain Fitzroy, R.N.During the Years 1832 to 1836. Londres: Smith Elder andCo. 1846. Las Obras Completas de Charles Darwin On-line, http://darwin-online.org.uk/content/frameset?viewtype=side&itemID=F273&pageseq=164 (Se accedióel 20 de mayo de 2008).
5. Diller JS: “Sandstone Dikes,” Bulletin of the GeologicalSociety of America 1 (1889): 411–442.Newsom JF: “Clastic Dikes,” Bulletin of the GeologicalSociety of America 14 (1903): 227–268.
> Localizaciones de las intrusiones clásticas identificadas en afloramientos, minas y datos del sub -suelo. (Adaptado de Hurst y Cartwright, con datos adicionales de Ribeiro y Terrinha; Neuwerth et al;Dharmayanti et al; Chi et al; y Truswell, referencia 2.)
Localizaciónde las inyectitas
Cuando las inyectitas recién comenzaron a serobservadas, se creía que las intrusiones clásticassólo podían formarse si existía una gran fisuraabierta a la superficie y rellena con sedimentosprovenientes de niveles superiores. Algunos di-ques clásticos, conocidos como “diques neptunia-nos,” se forman efectivamente de esta manera,cuando las presiones extremas de los glaciares uotras cargas depositacionales pesadas hacen quelos sedimentos penetren en las capas infrayacen-tes. Recién en el año 1869, un geólogo propusoque los sedimentos podían ser intrusionadosdesde los niveles inferiores.6
Una investigación de los diques de arenisca delnorte de California, llevada a cabo en el año 1899,concluyó en que las intrusiones en cuestión debie-ron de haberse constituido a través del relleno delas fisuras con arena proveniente de los niveles in-feriores.7 El estudio indicó que no todos los diquesalcanzaban la superficie e incluyó descripciones dela presencia de vetas de escala fina con disposicio-nes paralelas de placas de mica y arena gruesa yfina a lo largo de los lados de los mismos. Algunasintrusiones de arenisca contenían además, frag-mentos de la roca albergadora. Los geólogos aún si-guen utilizando estas características, entre otras,para ayudar a distinguir los filones capa y diquesclásticos de las capas depositacionales.
Según otra de las primeras observacionessobre los diques de areniscas, el petróleo podíamigrar a través de esos diques hasta los yaci -mientos más someros o fugar a la superficie.8 Loshidrocarburos altamente presurizados han sidoconsiderados una fuente posible de la presión y losfluidos responsables de la formación de inyectitas.9
Ésta y otras causas propuestas de dicha formaciónse analizan en las secciones de este artículo queaparecen más adelante.
Los geólogos y otros profesionales de las com-pañías de E&P están revisando las exposicionessuperficiales de las inyectitas con la esperanza deutilizarlas como análogos o modelos, para las in-yectitas presentes en el subsuelo. Algunos de losafloramientos más grandes, que parecen tener es-calas espaciales similares a las de las inyectitasprincipales presentes en el subsuelo, se encuen-tran en Panoche Hills y cerca de la costa de SantaCruz, ambas en California; en la Cuenca de Maga-llanes, al sur de Chile; y en Tabarka, Túnez. Eneste artículo describimos algunas característicasde las inyectitas de Panoche Hills, lo que sugierenacerca de los orígenes de las mismas y cómo pue-den tomarse en cuenta para comprender mejoraquellas presentes en el subsuelo.
Observaciones en afloramientosPanoche Hills se sitúa en el margen occidental delValle de San Joaquín, en California. En esa zona,los rasgos de inyecciones de arena fueron recono-cidos por primera vez a comienzos de la década de1900 y han sido estudiados por numerosos grupos.10
La vasta red de filones capa y diques de areniscaaparece a lo largo de un área de más de 350 km2
[135 mi2] y puede observarse en afloramientos y enfotos aéreas y satelitales (arriba a la izquierda).
Los sedimentos del área de estudio—la se-cuencia Great Valley—fueron erosionados desdelas montañas de Sierra Nevada al este, durante elJurásico Tardío y el Cretácico. Estos sedimentos,cuyo espesor en ciertos lugares alcanza o superalos 12 km [7.4 mi], fueron depositados en aguaprofunda como abanicos submarinos y turbiditas
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> Inyectitas de arena de Panoche Hills en California. Esta red de diques y filones capa de arenisca,de colores claros, situados en fangolita más oscura se extiende otros 700 m [2,300 pies] al norte. Laestratificación aparente es horizontal; los filones capa se alinean horizontalmente y los diques cortan la estratificación en forma transversal. El inserto (extremo inferior izquierdo) muestra una interpretaciónde un arreglo de diques y filones capa (líneas negras).
500 m1,640 pies
Norte Sur
CaliforniaPanocheHills
> Filones capa de arenisca clara en fangolita más oscura. Los filones capacon espesores de hasta 6 m fueron inyectados en la fangolita y se vinculanpor pasos, esencialmente diques, que atraviesan la estratificación en formatransversal.
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con limolitas y arcilitas intercaladas. Los sedimen-tos ricos en lodo, cuyo espesor llega hasta 1 km,[0.6 mi], fueron depositados sobre las unidadesde arena, creando un sello de baja permeabilidad.
En el Paleoceno Temprano, un episodio de in-yección significativo formó el complejo gigante deinyectitas de Panoche. Este evento geológico colocólas arenas de grano fino a intermedio, provenientesde los abanicos submarinos del Cretácico, en los se-dimentos suprayacentes ricos en contenido de lodo.El complejo de inyectitas posee un espesor estrati-gráfico de más de 1,200 m [3,940 pies], que proba-blemente excedió los 1,600 m [5,250 pies] antesde la compactación.
Algunas partes del complejo se encuentran do-minadas por la presencia de filones capa escalo-nados—filones capa que se elevan de un nivel aotro en escalones—de 6 m [20 pies] de espesorcomo mínimo (página anterior, abajo). Algunos fi-lones capa parecen estar rellenos principalmentecon arena limpia, mientras que otros contienenláminas, o inclusiones grandes, de roca alberga-dora rica en arcilla (derecha). Donde los filonescapa se han intrusionado, la roca albergadora seencuentra “levantada,” mostrando un aumentoaparente del espesor. En ciertas porciones delcomplejo, los diques largos poseen una longitud quese extiende hasta 1,200 m (abajo, a la derecha). Engeneral, el espesor de los diques se reduce con ladistancia existente hasta la capa generadora.
6. Wurtz H: “On the Grahamite of West Virginia and theNew Colorado Resinoid,” Actas de la Asociación Americana de Ciencia 18 (1869): 124–135. Citado en Newsom, referencia 5.
7. Diller, referencia 5.8. Newsom, referencia 5.
Anderson R y Pack RW: “Geology and Oil Resources of the West Border of the San Joaquin Valley North of Coalinga, California,” US Geological Survey Bulletin603 (1915).
9. Jenkins OP: “Sandstone Dikes as Conduits for OilMigration Through Shales,” AAPG Bulletin 14, no. 4(Abril de 1930): 411–421.
10. Anderson y Pack, referencia 8.Jenkins, referencia 9.Zimmerman J Jr: “Tumey Sandstone (Tertiary), FresnoCounty, California,” AAPG Bulletin 28, no. 7 (Julio de1944): 953–976.Payne MB: “Type Moreno Formation and OverlyingEocene Strata on the West Side of the San JoaquinValley, Fresno and Merced Counties,” California Divisionof Mines and Geology, Informe Especial 9 (1951).Smyers NB y Peterson GL: “Sandstone Dikes and Sills in the Moreno Shale, Panoche Hills, California,” GSABulletin 82, no. 11 (Noviembre de 1971): 3201–3208.Friedmann J, Vrolijk P, Ying X, Despanhe A, Moir G yMohrig D: “Quantitative Analysis of Sandstone IntrusionNetworks, Panoche Hills, CA,” presentado en la ReuniónAnual de la AAPG, Houston, 10 al 13 de marzo de 2002.Vigorito M, Hurst A, Cartwright J y Scott A: “Regional-Scale Subsurface Sand Remobilization:Geometry and Architecture,” Journal of the Geological Society 165, no. 3 (2008): 609–612.
> Un filón capa con grandes inclusiones de roca albergadora. El filón capade arena clara contiene láminas- o inclusiones- grandes de roca alberga -dora, compuesta por fangolita más oscura que han sido quebradas durantela intrusión. La inclusión más cercana al geólogo mantuvo su orientaciónhorizontal, pero las inclusiones de la izquierda rotaron. Con este estilo delocalización del filón capa, visible en el afloramiento, es fácil imaginar queen el subsuelo las inclusiones de magnitud producirían un impacto ines pe -rado y negativo sobre la estabilidad de los pozos y podrían evitarseobteniendo las mediciones LWD apropiadas.
> Diques largos que se extienden en la distancia. Estos diques de arenisca(D) se extienden desde donde se encuentran los geólogos en el primerplano, a través de varias quebradas y sierras, hasta aproximadamente1,200 m al este (dentro de la fotografía). Son más competentes que la rocaalbergadora adyacente, y, por ende, no se erosionan con tanta facilidad. Elfilón capa de color claro (S), que se observa en primer plano, correspondeal tope del complejo de filones capa que se ve en la fotografía del extremoinferior de la página anterior.
DD
D
S
cm
0
10
Algunos de los diques alcanzaron el fondo delocéano, extruyendo la arena sobre el paleofondomarino. La identificación y la datación de los fósi-les marinos permitieron la determinación de untiempo aproximado del episodio de inyección. Elanálisis isotópico de la calcita depositada durantela expulsión del fluido a través de las inyectitas in-dica que los fluidos se filtraron a la superficie, através de un intervalo de 2 millones de años, du-rante el Daniano, entre 62 y 65 millones de añosaproximadamente.11
La secuencia entera se inclinó hacia el este,en el Paleoceno, durante el levantamiento regio-nal que también formó las Sierras Costeras (CoastRanges) al oeste del Valle de San Joaquín, en elmismo momento del desarrollo del margen de
transformación de San Andrés. Debido a este pro-ceso de inclinación y erosión subsiguiente, la sec-ción de inyección entera, desde la roca generadorahasta la extrusión en el fondo marino, puede verseen el afloramiento.
Otra característica del complejo de inyectitasPanoche es la presencia de diques transversalesde mineralogía diferente (arriba). Esto indica quediversas rocas generadoras dieron origen a las in-yecciones independientemente, durante una solafase de inyección de arena.
La distribución y la orientación de las inyecti-tas en Panoche proporcionan cierto conocimientocon respecto al estado de esfuerzos existentes enel momento de la intrusión de arena. En general,las fracturas se abren en planos perpendiculares
al esfuerzo principal mínimo. En consecuencia, enlos lugares en los que los filones capa dominan elestilo de inyección, la dirección del esfuerzo mí-nimo fue vertical. La alineación de los diques a lolargo de una distancia considerable indica quefueron ubicados cuando el esfuerzo principal mí-nimo actuaba fundamentalmente en una direc-ción horizontal. La existencia de diques en todaslas direcciones, y de algunos junto con filonescapa, indica las condiciones de esfuerzos isotró-picos.12 Todos estos escenarios tuvieron una par-ticipación activa en distintas partes del complejode inyectitas de Panoche.
Mecánica de la intrusión de arenaLa mecánica de la intrusión de arena en gran es-cala no es muy bien conocida. Un enfoque consi-dera a las inyectitas como ejemplos naturales delas fracturas hidráulicas inducidas, efectuadaspara estimular los yacimientos.13 Con este enfo-que, el proceso de inyección puede ser modeladosi se conocen o se asumen las condiciones del epi-sodio de inyección. No obstante, en la mayoría delos casos, no se comprenden bien las condicionesbásicas—tales como la fuente de fluidos, el modode transporte de los sedimentos, la profundidad yla presión de poro de la arena generadora, el régi-men de esfuerzos, y la profundidad y la geometríade la intrusión-emplazamiento—ni los mecanis-mos disparadores. Tampoco queda claro si elfluido sobrepresionado inicia las fracturas, queposteriormente son rellenadas con arena—enforma similar al apuntalante que rellena las frac-turas hidráulicas—o si el fluido cargado de arenaes el agente de fracturamiento.
A pesar de estas limitaciones, existe ciertoacuerdo general en cuanto a los tres ingredientesprincipales requeridos para la generación de las in-trusiones de arena.14 El primero es la presencia dearena no consolidada encajonada en fangolitas debaja permeabilidad. El tamaño de la intrusión de-pende en parte del volumen de arena disponible.Los canales pequeños, ricos en contenido de arena,pueden exhibir flancos de inyección, pero para lasintrusiones de gran escala debe existir un volumenmás elevado de arena. Se han observado cantida-des extremadamente grandes de arena inyectada;que en ciertos casos oscilan entre 10 y 100 millo-nes de m3 [350 millones y 3,500 millones de pies3].15
También se requieren volúmenes considerables defluido para transportarla hacia arriba.
La segunda condición es la sobrepresión cau-sada por uno o más mecanismos, tales como lacompactación por desequilibrio, la transferenciade presión lateral o profunda, la flotabilidad delfluido y el diapirismo salino. La compactación pordesequilibrio tiene lugar cuando la arena rellenade fluido, sepultada bajo la fangolita de baja per-
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> Evidencia de múltiples capas generadoras. Una intrusión de color dora -do-naranja, cuya tendencia va desde el extremo inferior izquierdo hacia elextremo superior derecho, es cortada por una intrusión más blanca que laintersecta en forma casi perpendicular en el lugar donde se encuentra pa -rado el geólogo (flecha). Las intrusiones de arena de diferentes coloresindican la existencia de variadas capas generadoras. El corte transversalimplica múltiples episodios de inyección.
>Núcleos con rasgos de inyecciones de arena. El núcleo de la izquierda muestra una arena inyec ta dacon estructuras forma das por la fuga de fluidos (cortesía de A. Hurst), que son los rastros subver ti ca lescausados por el fluido que se eleva a través de los sedimentos no consolidados (inserto). El diámetrode la moneda es de aproximadamente 2 cm [0.8 pulgadas]. El núcleo siguiente, proveniente de un pozode Total E&P del área marina de Angola, contiene un dique de arena petrolífera (gris oscuro) en lalutita (gris claro). El núcleo de la derecha, también de Total E&P Angola, muestra la roca albergadorabrechiforme (gris claro) en la arena inyectada (gris oscuro), junto con una vista en primer plano.
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meabilidad, no puede expulsar los fluidos alojadosen los poros y compactarse normalmente. La trans-ferencia de presión lateral, en forma de desliza-miento sinsedimentario de gran escala, puedeimpartir sobrepresión a un cuerpo arenoso sepul-tado. La transferencia de presión profunda se pro-duce cuando las sobrepresiones altas, provenientesde las profundidades de una cuenca sedimenta-ria, llegan a niveles más someros. Los hidrocarbu-ros en proceso de migración, que poseen másflotabilidad que el agua, podrían ingresar en laarena rellena de agua e incrementar la presión defluido. Los diapiros salinos en proceso de eleva-ción pueden crear sobrepresión al impulsar losfluidos por delante de los mismos.16 Cualquiera deestos mecanismos, por separado o en concordan-cia, podría generar un grado de sobrepresión sufi-ciente para inducir la licuefacción, condición enla cual el fluido—no los granos de arena—so-porta la presión de sobrecarga, reduciendo a cerola resistencia a la cizalladura (al corte) de la mez-cla arena-fluido.
El tercer requisito es un episodio disparador,tal como el impacto de un sismo, un meteorito, uncometa o un asteroide, una erupción volcánica oun deslizamiento de terreno. Estos eventos po-
drían inducir un incremento transitorio de la so-brepresión y también la fluidización o flujo del sis-tema licuado.
Reconocimiento de las inyectitas de arena en el subsueloLas inyectitas de arena se encuentran en escalasde tamaño que varían de milímetros a kilómetrosy habitualmente yuxtaponen materiales con dife-rentes propiedades físicas. Estas característicaspermiten que los rasgos de inyecciones de arenapresentes en el subsuelo sean reconocidos en losnúcleos, en los registros que proveen imágenes dela pared del pozo y en las secciones sísmicas.
Se han identificado inyectitas en núcleos decampos petroleros de diversas áreas del Mar delNorte, el Golfo de Guinea y el área marina de Aus-tralia.17 En los núcleos, los diques son más fácilesde reconocer que los filones capa debido a su dis-cordancia neta con respecto a la estratificaciónde la roca albergadora (página anterior, abajo).18
En relación con los filones capa, en los que loscontactos entre las inyectitas y la roca alberga-dora son paralelos, pueden utilizarse criterios adi-cionales que también rigen para los diques.19
Entre estos criterios se encuentra la homogeniza-ción, o la falta de estructuras depositacionales pri-marias, causada por la fluidización. No obstante,puede existir una estratificación interna inconsis-tente con la estratificación y consistente con laarena removilizada; tal es el caso de las láminas
de flujo y la alineación de los granos o el empaquede granos más estrecho cerca de las paredes delas inyectitas. Otro indicador es la existencia declastos de roca albergadora, que habitualmenteson angulares. También pueden verse rasgos defuga de fluidos, tales como las estructuras que seentremezclan hacia arriba. En algunos casos, laintrusión de arena puede ser afectada por la dia-génesis, la formación de manchas, la cementacióno el petróleo residual de una manera diferente dela roca albergadora.
Dado que los pozos muestrean un volumen re-lativamente pequeño del subsuelo, puede sucederque los núcleos contengan fragmentos insuficien-tes de los volúmenes de inyectitas. Si un pozo en-cuentra una arenisca inyectada, es probable queen las inmediaciones se detecten más inyectitasque no hayan sido muestreadas.
El reconocimiento de las inyectitas en los re-gistros de pozos a menudo no es directo. Las are-nas inyectadas generalmente no poseen uncarácter único (signature) en los registros de re-sistividad o de rayos gamma y a menudo se con-funden con arenas delgadas o “fragmentadas”(arriba). En consecuencia, un posible indicadorde la existencia de inyectitas es la presencia dearenas delgadas por encima de un cuerpo arenosomacizo. Otro signo es la aparición de arena enmarcos estratigráficos inusuales. Además, las in-yectitas tienden a ser más delgadas cuanto máslejos se encuentran de la arena generadora.
11. Minisini D y Schwartz H: “An Early Paleocene Cold Seep System in the Panoche and Tumey Hills, CentralCalifornia, U.S.A.,” en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites: Implications for HydrocarbonExploration and Production, AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 185–197.
12. La intrusión de arena bajo condiciones de esfuerzoisotrópico también se ha observado en Texas. Paraobtener más formación, consulte: Diggs TN: “An OutcropStudy of Clastic Injection Structures in the CarboniferousTesnus Formation, Marathon Basin, Trans-Pecos Texas,”en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites:Implications for Hydrocarbon Exploration and Production,AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 209–219.
13. Jolly RJH y Lonergan L: “Mechanisms and Controls onthe Formation of Sand Intrusions,” Journal of theGeological Society 159, no. 5 (2002): 605–617.
14. Huuse M, Cartwright J, Hurst A y Steinsland N: “Seismic Characterization of Large-Scale SandstoneIntrusions,” en Hurst A y Cartwright J (eds): SandInjectites: Implications for Hydrocarbon Exploration andProduction, AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 21–35.
15. Hurst and Cartwright, referencia 2.16. Marco S, Weinberger R y Agnon A: “Radial Clastic
Dykes Formed by a Salt Diapir in the Dead Sea Rift,Israel,” Terra Nova 14, no. 4 (2002): 288–294.
17. Braccini E y Penna E: “Sand Injections in Angola Deep Offshore,” presentado en el 5to Foro Anual de Evaluación de Formaciones de Angola, Luanda,Angola, 26 al 27 de octubre de 2005.Dharmayanti et al, referencia 2.
18. Briedis NA, Bergslien D, Hjellbakk A, Hill RE y Moir GJ:“Recognition Criteria, Significance to Field Performance,and Reservoir Modeling of Sand Injections in the BalderField, North Sea,” en Hurst A y Cartwright J (eds): SandInjectites: Implications for Hydrocarbon Exploration andProduction, AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 91–102.
19. Hurst A, Cartwright J y Duranti D: “FluidizationStructures Produced by Upward Injection of SandThrough a Sealing Lithology,” en Van Rensbergen P,Hillis RR, Maltman AJ y Morley CK (eds): SubsurfaceSediment Mobilization, Geological Society SpecialPublication 216. Londres: Geological Society (2003):123–138.
> Un conjunto de datos de pozos, dos modelos de distribución de areniscas. La interpretación de los datos de pozos depende de los modelos de trabajo. La interpretación de los registros, según lacual originalmente se pronosticó una distribución de arenas fragmentadas delgadas por encima delyacimiento principal (extremo superior), puede modificarse si en ella se incluyen las inyectitas(extremo inferior). (Adaptado de Hurst, referencia 32.)
Arenas fragmentadas(depositacionales)
Arenas en forma debloques (depositacionales)
“Ruido de migración”
Compactación diferencial
“Ruido de migración”
Arenasfragmentadas(inyectadas)
Arenas en forma debloques (inyectadas)
Flancoarenoso
Roca albergadora elevada
Flancoarenoso
La arena inyectada a menudo logra muy buenaclasificación y posee una porosidad del 30% o su-perior. Las permeabilidades se ubican común-mente en el rango de los darcies. No obstante, enciertos casos, las arenas inyectadas exhibenmenor porosidad, mayor densidad y velocidadessónicas más altas que sus arenas generadoras uotras de tipo depositacionales cercanas.20 Estoscriterios han sido utilizados para distinguir las in-yectitas de las facies depositacionales, inclusocuando la inyectita intrusiona una arena deposita-cional no relacionada.21
Las herramientas proveedoras de imágenes dela pared del pozo, tales como los generadores deImágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI,de Imágenes Microeléctricas en Lodos Base AceiteOBMI y de Imágenes Ultrasónicas de la Pared delPozo UBI, pueden detectar inyectitas de arena queson discordantes con respecto a la estratificaciónde la roca albergadora. Los geólogos de Total E&PAngola han utilizado estas herramientas paracrear imágenes de las mismas, presentes en elGolfo de Guinea (arriba, a la izquierda).22 Los re-gistros que proporcionan imágenes constituyen unenlace importante entre las mediciones de los
registros a escala de núcleos y las de registros aescalas más grandes (arriba, a la derecha).
En la escala sísmica, los rasgos de inyeccionesde arena a veces son difíciles de apreciar porque amenudo poseen un bajo contraste de impedanciaacústica con las fangolitas de la roca albergadora.
La generación de imágenes de estas característi-cas mejora cuando el contraste es elevado, comosucede con las arenas de alta porosidad cargadasde hidrocarburos, que se encuentran en yuxtaposi-ción con la roca albergadora de alta densidad ybaja porosidad.
40 Oilfield Review
20. Fretwell PN, Canning WG, Hegre J, Labourdette R ySweatman M: “A New Approach to 3D GeologicalModeling of Complex Sand Injectite Reservoirs: The Alba Field, United Kingdom Central North Sea,” en HurstA y Cartwright J (eds): Sand Injectites: Implications forHydrocarbon Exploration and Production, AAPG Memoir87. Tulsa: AAPG (2007): 119–127.
21. Duranti D, Hurst A, Bell C, Groves S y Hanson R:“Injected and Remobilised Eocene Sandstones from theAlba Field, UKCS: Core and Wireline Log Characteristics,”Petroleum Geoscience 8, no. 2 (Mayo de 2002): 99–107.Hurst et al, referencia 19.
22. Braccini y Penna, referencia 17.23. McHugo S, Cooke A y Pickering S: “Description of a
Highly Complex Reservoir Using Single Sensor SeismicAcquisition,” artículo SPE 83965, presentado en laConferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 2 al 5 de septiembre de 2003.
24. MacLeod MK, Hanson RA, Bell CR y McHugo S: “TheAlba Field Ocean Bottom Cable Seismic Survey: Impacton Development,” The Leading Edge 18, no. 11(Noviembre de 1999): 1306–1312.
25. Huuse et al, referencia 14.Huuse M y Mickelson M: “Eocene Sandstone Intrusionsin the Tampen Spur Area (Norwegian North Sea Quad
34) Imaged by Seismic Data,” Marine and PetroleumGeology 21, no. 2 (Febrero de 2004): 141–155.
26. McHugo et al, referencia 23.27. Molyneux S, Cartwright J y Lonergan L: “Conical
Sandstone Injection Structures Imaged by 3D Seismic in the Central North Sea, UK,” First Break 20, no. 6 (Junio de 2002): 383–393.Davies RJ: “Kilometer-Scale Fluidization StructuresFormed During Early Burial of a Deepwater SlopeChannel on the Niger Delta,” Geology 31, no. 11(Noviembre de 2003): 949–952.Hamberg L, Jepsen A-M, Ter Borch N, Dam G, EngkildeMK y Svendsen JB: “Mounded Structures of InjectedSandstones in Deep-Marine Paleocene Reservoirs,Cecilie Field, Denmark,” en Hurst A y Cartwright J (eds):Sand Injectites: Implications for HydrocarbonExploration and Production, AAPG Memoir 87. Tulsa:AAPG (2007): 69–79.
28. “History of the North Sea,” Dirección General dePetróleo de Noruega, http://www.npd.no/English/Emner/Geografiske+omraader/Nordsjoen/NordsjoenHistorikk.htm(Se accedió el 8 de julio de 2008).
29. Briedis et al, referencia 18.30. Briedis et al, referencia 18.
> Inyecciones de arena en un registro obtenido con el generador deImágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI. La imagen UBI (Carril 3)muestra las inyecciones de arena presentes entre X,X02.5 y X,X03.0 m yentre X,X04.0 y X,X04.5 m (corchetes) con inclinaciones pronun cia das(echados) respecto de la baja inclinación de la roca albergadora. Lasinyectitas a veces corresponden a reducciones leves en las lec turasde los rayos gamma (verde, Carril 1). La inclinación pronunciada tam -bién puede observarse en el Carril 1 (círculo). Los echados obser va dosen la imagen generada con la herramienta de Medición de Echados enLodos Base Aceite OBDT (Carril 2) corroboran los interpretados a partirde las mediciones ultrasónicas (Adaptado de Braccini y Penna,referencia 17, cortesía de Total E&P Angola.)
Imagen OBDT Imagen UBI0 360 360
Echado (buzamiento), grados0 45 90
Rayos gamma,0 200°API
X,X02.0
X,X03.0
X,X03.5
X,X04.0
X,X04.5
X,X02.5
Prof
., m
0
> Correlación entre los registros que proporcionan imágenes y los nú -cleos en un pozo de Total E&P ubicado en el Golfo de Guinea. Losechados y las imágenes se obtuvieron con el generador de ImágenesMicroeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI. Los rasgos de inclinaciónpronunciada, corres pondientes a las flechas rodeadas por círculos rojos(Carril 1), indican la presencia de inyecciones que forman altos ánguloscon respecto a la roca albergadora de inclinación leve. En las imágenesOBMI (Carriles 2 y 3), los colores oscuros corresponden a valores debaja resistividad (lutitas) y los tonos claros corresponden a valores dealta resistividad (arenas). La tona lidad de las sinusoides interpretadasen las imágenes OBMI corres ponden a los colores de las flechas queindican el echado en el Carril 1. La foto gra fía del núcleo (derecha)muestra un contacto de alto ángulo entre la arena inyectada (grisclaro) y la roca albergadora (gris oscuro). (Adaptado de Braccini y Penna, referencia 17, cortesía de Total E&P Angola.)
Imagen estáticaOBMI
0 360
Imagen dinámicaOBMI
0 360Echado, grados
0 45 90
Rayos gamma,0 200°API
20
30
40
50
60
70
80
Núcleo
Esca
la v
ertic
al, c
m
Prof
., m
X,X50
X,X51
X,X53
X,X52
X,X54
Otoño de 2008 41
Para un proceso de producción de imágenesoptimizado en los casos de escaso contraste de im-pedancia acústica, el procesamiento de los datosde ondas compresionales con el apilamiento tradi-cional puede mejorarse con el procesamiento par-cial por ángulos de incidencia, la inversión y elanálisis AVO (variación de la amplitud con el des-plazamiento).23 El análisis de ondas de corte obte-nido mediante la técnica de adquisición sísmicacon cables de fondo marino (OBC) también puederevelar rasgos de inyecciones que no se ven en losdatos de ondas compresionales.24
El tamaño de un rasgo que puede ser resueltopor métodos sísmicos depende de las densidadesy las porosidades de las capas a través de las cua-les se propagan las ondas sísmicas, del contenidode frecuencia, el muestreo espacial, la aperturadel proceso de migración y el ruido.25 En las con-diciones habituales del Mar del Norte, pueden de-tectarse estructuras de unos pocos metros detamaño y resolverse o cuantificarse espesores queoscilan entre 10 y 40 m [33 y 131 pies]. Las mejo-ras logradas en el proceso de generación de imá-genes con la aplicación de la nueva tecnología deadquisición sísmica, tal como el sistema de sen-sores unitarios Q-Marine, están ayudando a resol-ver rasgos aún más pequeños.26
En los datos sísmicos del Mar del Norte y de laregión situada frente a la costa oeste de África, seha observado una variedad de estilos de inyección.Las formas de las inyectitas incluyen flancos, es-tructuras inclinadas que atraviesan la estratifica-ción en forma transversal, montículos, formas decúspides y conos (derecha).27
Campos petroleros con inyectitasMuchos campos petroleros del Mar del Norte estánvinculados con inyectitas o contienen rasgos de re-movilización de arena. En ciertos casos, se identi-ficaron arenas intrusivas delgadas por encima delyacimiento principal mediante el muestreo de nú-cleos de pozos exploratorios, pero fueron ignora-das o interpretadas erróneamente. En otros casos,las imágenes sísmicas ayudaron a localizar flancosde inyección de gran escala que posteriormente seobservó que contenían hidrocarburos. A menudo,estos campos se centran en una o varias unidadesgrandes de areniscas de aguas profundas deposi-tadas como turbiditas o flujos gravitacionales. Ladistribución y el tamaño de las arenas inyectadas,removilizadas desde los cuerpos arenosos genera-dores, varían considerablemente al igual que el im-pacto de la inyección arenosa sobre el desarrollode los campos petroleros.
El primer descubrimiento de petróleo en elMar del Norte—el Campo Balder, descubierto en1967—estuvo más de 30 años bajo operaciones deexploración y evaluación antes de ingresar en la
fase de producción.28 Este campo geológicamentecomplejo comprende siete acumulaciones de pe-tróleo en arenas de aguas profundas separadas yentrampadas por fangolitas y tobas volcánicas. Enel año 1969, se reconocieron por primera vez in-yecciones de arena centimétricas en núcleos deun pozo de exploración inicial, pero fueron consi-deradas insignificantes.29
Desde entonces, han sido identificados más de150 rasgos de inyecciones de arena en núcleos,registros y datos sísmicos del Campo Balder; elmás grande de los campos con un espesor de 11 m[36 pies]. La removilización de la arena, posteriora la depositación—extracción, diapirismo e inyec-ción de arena—produjo la yuxtaposición de arenasobre arena, creando un fenómeno extendido deconectividad intra-yacimiento. Las acumulaciones
presentes en las inyectitas de arena pueden darcuenta de más del 25% del petróleo en sitio delCampo Balder, y todas las arenas parecen estar co-municadas hidráulicamente. En ciertas zonas delcampo, es imposible obtener ajustes históricos ra-zonables sin adicionar una componente de inyec-ción arenosa a la conectividad intra-yacimiento.30
La incorporación de las inyectitas de arena en elmodelo de yacimiento de campo completo ayudó alograr ajustes suficientes con la historia de produc-ción y se espera que asista en la maximización dela recuperación final del campo.
El ejemplo más conocido de un yacimiento afec-tado por la inyección de arena es quizás el CampoAlba, situado en el sector británico del Mar delNorte. Las arenas de canales turbidíticos de alta po-rosidad de dicho campo fueron descubiertas en
> Expresiones sísmicas de la inyección arenosa. El proceso de generación de imágenes sísmicascap ta un abanico de rasgos de inyectitas. Las formas de tipo montículo y de cúspide aparecen en lassuperficies superiores de la arena inyectada (extremo superior izquierdo y extremo superior derecho).Una vista 3D (extremo superior izquierdo) muestra el tope de un flanco arenoso (azul) que se levantaen forma pronunciada a la izquierda. (Cortesía de Marathon Oil UK.) En el extremo superior derechose muestra una sección sísmica. (Adaptado de Hamberg et al, referencia 27, cortesía de DONG E&PExploration.) Por encima de una arenisca depositacional de gran espesor se observa una intrusióncónica en forma de “V” (extremo inferior izquierdo). La exageración vertical es de siete veces.(Adap tado de Huuse y Mickelson, referencia 25.) Una inyectita con flancos inclinados que cortan laestatificación en forma transversal aparece en una sección de inversión sísmica (centro a la derecha).(Cortesía de Marathon Oil UK). Una vista 3D de una inyección del Mar del Norte en forma de plato(extremo inferior derecho), se encuentra codificada en color desde la porción somera (rojo) hasta la porción profunda (azul). (Cortesía de M. Huuse.)
~ 5 k
m
~1 km
Horizonte Balder Superior en forma de montículo que sobreyace los montículos de arenisca removilizada de Siri Canyon
Campo Gryphon
9/18b-A23
9/18b-A24Z
9/18b-34Z
9/18b-A26
9/18b-A25
9/18b-A27
9/18b-A28Z
1000 millas
0 100km
VolundGryphon
Alvheim
1000 millas
0 100km
NORUEGA
REINOUNIDO
M A R D E L N O R T E
9/18b-34Z9/18b-A269/18b-A25
9/18b-A279/18b-A289/18b-A28Z
9/18b-A239/18b-A249/18b-A24Z
2004
2005
2007
Año Pozos perforados
campo penetró más de 91 m [300 pies] de arenaturbidítica, mientras que otro ubicado a menos de500 m [1,640 pies] al norte prácticamente no laencontró. La calidad del yacimiento era exce-lente, con una porosidad promedio del 36% y unapermeabilidad promedio de 7 D.35 Para aumentaraún más la complejidad del yacimiento, se obser-varon arenas inyectadas de pequeña escala y unospocos centímetros de espesor, por encima del ya-cimiento principal, pero su contribución al volu-men del yacimiento no se consideró significativa.
Las primeras investigaciones sísmicas—levan-tamientos 2D en 1985, 1987 y 1988, un levanta-miento 3D en 1990 y un levantamiento OBC en1999—detectaron la estructura general en formade montículo del Campo Gryphon; sin embargo,las limitaciones asociadas con la calidad de losdatos sísmicos dificultaron la delineación deta-llada. Más adelante, después que Maersk Oil ad-quiriera experiencia con las inyectitas en elCampo Leadon cercano, junto con las mejoras in-troducidas en el procesamiento sísmico y los mé-todos de inversión sísmica simultánea aplicadospor Maersk Oil a los datos sísmicos con desplaza-miento largo adquiridos en 2002, se identificaronflancos de inyecciones de arena de gran escala enlos márgenes del campo (próxima página, arriba).36
El primer objetivo de desarrollo de las inyecti-tas, fue una sección del flanco arenoso principal si-tuado en el margen este del campo. Este objetivoimplicó numerosos desafíos, incluyendo las opera-
42 Oilfield Review
> Campo Gryphon, en el sector británico del Mar del Norte. Desde el año 2004, este campo producepetróleo mediante pozos horizontales geonavegados dentro de las arenas inyectadas.
31. MacLeod et al, referencia 24.Lonergan L y Cartwright JA: "Polygonal Faults and Their Influence on Deep-Water Sandstone ReservoirGeometries, Alba Field, United Kingdom Central NorthSea," AAPG Bulletin 83, no. 3 (Marzo de 1999): 410–432.
32. Hurst A: “Sand Intrusions Reveal Increased Reserves,”GEO ExPro (Octubre de 2005): 12–20.
33. Fretwell et al, referencia 20.34. Purvis K, Kao J, Flanagan K, Henderson J y Duranti D:
“Complex Reservoir Geometries in a Deep Water ClasticSequence, Gryphon Field, UKCS: Injection Structures,Geological Modelling and Reservoir Simulation,” Marineand Petroleum Geology 19, no. 2 (2002): 161–179
35. Templeton G, McInally A, Melvin A y Batchelor T:“Comparison of Leadon and Gryphon Fields SandInjectites: Occurrence and Performance,” presentado en la 68a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Viena,Austria, 12 al 15 de junio de 2006.
36. Para obtener más información sobre inversiónsimultánea, consulte: Barclay F, Bruun A, RasmussenKB, Camara Alfaro J, Cooke A, Cooke D, Salter D,Godfrey R, Lowden D, McHugo S, Özdemir H, PickeringS, Gonzalez Pineda F, Herwanger J, Volterrani S,Murineddu A, Rasmussen A y Roberts R: “Inversiónsísmica: Lectura entre líneas,” Oilfield Review 20, no. 1(Verano de 2008): 44–66.
37. Hart N, Ageneau G, Mattson P y Fisher A: “Developmentof the Gryphon Field Injection Wing—TechnicalChallenges and Risks,” artículo SPE 108655, presentadoen la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE,Aberdeen, 4 al 7 de septiembre de 2007.
38. Hart et al, referencia 37.39. Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart
N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, WatsonK y Wiig M: “Steering Toward Enhanced Production,”Oilfield Review 17, no. 3 (Otoño de 2005): 54–63.
1984 durante operaciones de perforación en buscade un objetivo más profundo; el Campo Brittania.La producción del Campo Alba comenzó en el año1994. Al igual que con el Campo Balder, se observa-ron rasgos de inyecciones de arena en los primerosnúcleos pero no se consideraron relevantes.
En 1998, un levantamiento sísmico de compo-nentes múltiples 3D de campo completo, ejecu-tado con la técnica de cables OBC, reveló lapresencia de reflexiones inclinadas en los márge-nes del canal principal. En los levantamientosconvencionales previos, adquiridos con cables sís-micos remolcados, no se habían obtenido imáge-nes de estas estructuras debido al bajo contrastede impedancia acústica existente entre la arena y lalutita. Los geofísicos de Chevron interpretaron losrasgos de tipo flancos como inyecciones de arena.31
Subsiguientemente, se perforaron dos pozos en losflancos de inyectitas; el primero penetró 150 m[492 pies] de arena petrolífera y produjo 20,000bbl/d [3,178 m3/d].32 El segundo pozo intersectó20 m [66 pies] de arena en la porción oeste delcampo.
El conjunto de datos sísmicos de componen-tes múltiples se ha transformado en la herra-mienta más importante para la planeación deestos pozos y el pronóstico de la calidad de los ya-cimientos en el Campo Alba.33 Los datos de impe-dancia de ondas de corte obtenidos del volumensísmico invertido—calibrados con los datos denúcleos y registros—han sido convertidos a valo-res cuantitativos de la calidad de la arena con elpropósito de construir modelos geológicos para elposicionamiento de los pozos y modelos de yaci-mientos para la simulación de la producción.
Muchos otros campos del Mar del Norte exhi-ben rasgos de inyectitas y removilización, inclu-yendo los campos Chestnut, Grane, Sleipner Øst,Volund, Gryphon, Leadon, Harding y Jotun. Dos deéstos, los campos Gryphon y Volund, son examina-dos en las secciones siguientes.
Flancos arenosos en el Campo Gryphon El Campo Gryphon—en el que Maersk Oil poseeuna participación del 86.5% y Sojitz del 13.5%—fuedescubierto en 1987 en el Bloque 9/18b del sectorbritánico del Mar del Norte (abajo). El pozo des-cubridor penetró 58 m [190 pies] de arena petro-lífera de la Formación Balder, a una profundidadde 1,738 m [5,700 pies].34 El yacimiento principaldel Campo Gryphon, en producción desde 1993,comprende areniscas turbidíticas de piso de cuencadel Eoceno. No obstante, desde el año 2004, lacompañía operadora Maersk Oil también vieneproduciendo petróleo en los pozos perforados enlos flancos de inyecciones de arena de escala sís-mica que se extienden desde el yacimiento princi-pal. Estos rasgos se desarrollan en los márgenesdel Campo Gryphon donde termina el sistema de-positacional de la arena Balder.
Al igual que la mayoría de los campos que seasocian con rasgos de inyecciones de arena, en unprincipio se creía que el Campo Gryphon conte-nía sólo formaciones de arena depositacionales.Al recabarse más evidencias, la interpretaciónevolucionó. Las primeras operaciones de explora-ción y perforación de evaluación, llevadas a caboen las décadas de 1980 y 1990, mostraron una dis-tribución compleja de las arenas prospectivas. Porejemplo, un pozo cercano a la porción central del
Pozo
Resistividad
Rayos gamma y calibrador
Interpretación con la herramienta PeriScope 15
X,300 X,600 X,900 Y,200 Y,500 Y,800
Agua
Gas
Tope delflanco
Base delflanco
Petróleo
Decenas de piesde espesor
Trayectoriadel pozo
Otoño de 2008 43
ciones de geonavegación a través de un cuerpo are-noso mantiforme inclinado y el manejo de la esta-bilidad de los pozos en las arenas no consolidadasde alta porosidad. Las incertidumbres asociadascon la posición del flanco arenoso obtenida por mé-todos sísmicos, originadas posiblemente por las li-mitaciones relacionadas con la migración de suechado (buzamiento) más pronunciado, junto conla discrepancia de la conversión de tiempo a pro-fundidad, produjeron un impacto sobre la posiciónlateral de un flanco arenoso inclinado. Esto consti-tuyó un desafío para el equipo del subsuelo en lorelativo a las operaciones de geonavegación si-guiendo la dirección de dichos flancos.37
Estas dificultades fueron superadas por unequipo que aplicó una combinación de herramien-tas, tales como la tecnología de geonavegaciónprototipo y la planeación detallada del escenarioprevio a la perforación de pozos, incluyendo losestudios de inestabilidad de los pozos y una exten-siva colaboración interdisciplinaria. Cabe aclararque Maersk Oil fue la primera compañía del sec-tor británico del Mar del Norte que utilizó la tec-nología PeriScope para la confección de mapas delos límites de capas y perforó un pozo de produc-ción dirigido a un objetivo ubicado en un flancode inyección. Por otra parte, un grupo de geona -vegación, con base en las oficinas, trabajó enforma continua comunicándose con la brigada delequipo de perforación para integrar los datos LWDcon el conocimiento del yacimiento de inyectitas.Esto permitió que los geólogos de Maersk Oil to-maran decisiones en tiempo real para volver alflanco arenoso, mediante operaciones de geona-vegación, después de salir de la inyectita con elfin de maximizar el volumen de zona productiva alo largo del pozo.
Los estudios de estabilidad de pozos para losque se utilizaron datos de otros pozos del CampoGryphon que penetraron la Formación Balder—aproximadamente una cuarta parte de ellos habíaexperimentado pérdidas de lodo—indicaron queno podía lograrse la estabilidad de los mismos.Era posible subsanar las ovalizaciones por roturade la pared del pozo o las pérdidas de lodo perono ambas situaciones. Los perforadores adopta-ron una estrategia de cero pérdida y trabajaroncon miras a controlar la falla del pozo, operandodentro de una estricta ventana de densidad de cir-culación equivalente (ECD).38 Con el riesgo adi-cional de salir de la arena y encontrar lutitasinestables, fue necesario seguir prácticas compro-badas para el éxito de las operaciones de perfora-ción, tales como la observación de los límites desuaveo (pistoneo) y oleada inicial durante las ope-raciones de perforación, conexión y desenganche.
En el año 2004, el primer pozo de desarrollodel Campo Gryphon que apuntó a un flanco de
inyección como objetivo fue perforado horizontal-mente 433 m [1,420 pies] siguiendo el rumbo delflanco y penetrando la arena a lo largo de un 53%de su longitud. Las mediciones LWD indicaron quela trayectoria del pozo se encontraba en el ladobajo del flanco de arena rugosa en vez de encon-trarse en su centro, lo que explicaba las múltiplesentradas y salidas de la arena. No obstante, mien-tras el mismo se encontraba dentro del flanco deinyección, la relación neto/total fue del 100%.
El segundo pozo fue diseñado para ingresar enotro segmento del flanco arenoso principal, en elmargen oeste del Campo Gryphon y para continuaren sentido horizontal dirigiéndose hacia el flanco.
El pozo ingresó al mismo según lo previsto, perosalió a través de la base penetrando la lutita alber-gadora adyacente. Volviendo al pozo de 121⁄4 pulga-das, se confirmó su posición respecto del flancoarenoso, con la herramienta de trazado de mapasde los límites de capas PeriScope 15.39 Dicho ins-trumento utiliza mediciones de inducción azimu-tales para detectar los contrastes de resistividadhasta 4.5 m [15 pies] de la pared del pozo para lasoperaciones de geonavegación en tiempo real.
Se perforó un pozo de re-entrada en agujerodescubierto 80 pies [24 m] al oeste, que se asentóen el flanco arenoso objetivo (abajo). Dicho pozose mantuvo en gran parte dentro del flanco de
> Interpretación sísmica de los flancos de inyección del Campo Gryphon. El yacimiento se indica en amarillo. Los flancos de inyección se ven a laderecha como rasgos inclinados. Los intervalos del yacimiento potencial -mente gasíferos, petrolíferos y acuíferos se indican con sombras de rojoclaro, verde y azul, respectivamente. Los registros de rayos gamma (negro)se muestran a lo largo de las trayectorias de los pozos (naranja).
FormaciónBalder
Superior
A22
Arena maciza
A2ZA19Z A24Z
Flancos de inyección
Área superior
> Asentamiento de un pozo horizontal en un flanco arenoso. El primer intento de alcanzar esta arenainyectada fue fallido y se salió por el otro lado; sin embargo, el pozo fue exitoso y se asentó según loplanificado, permaneciendo dentro del flanco a lo largo de 1,440 pies. Los registros LWD (extremoinferior derecho) ayudaron a los perforadores a mantenerse dentro del flanco de inyección de arena.La imagen generada con la herramienta PeriScope 15 (extremo inferior) muestra que el mismo semantuvo mayormente en la arena de alta resistividad (amarillo) pero encontró algunas zonas dearcilla de baja resistividad (marrón). Las zonas de arena y arcilla también se observan en las curvasde los registros de rayos gamma (verde) y resistividad (rojo).
inyección, a lo largo de 439 m [1,440 pies], pene-trando la arena a través del 80% de un tramo hori-zontal del pozo de 549 m [1,800 pies].40 Nuevamente,mientras el mismo se encontraba dentro del flancode inyección, la relación neto/total fue del 100%.
Con los dos pozos exitosos perforados en elaño 2004, la producción del Campo Gryphon se du-plicó, alcanzando 27,000 bbl/d [4,290 m3/d] para
fines de ese año. Estos resultados incentivaron aMaersk para perforar otros adicionales, incorpo-rando nuevos conocimientos sobre la incertidum-bre asociada con el posicionamiento sísmico.
En la campaña de perforación del año 2005, seaplicó un desplazamiento lateral a las trayectoriasde los pozos para dar cuenta de dicho tipo de incer-tidumbre. Además, se planificaron pozos nuevos de
manera que se asentaran algunos cientos de piespor encima del flanco y realizaran un acercamientooblicuo gradual. Una vez encontrado el flanco, sebajó la tubería de revestimiento y la primera opera-ción, en el tramo de 81⁄2 pulgadas, consistió en des-viarse siguiendo el rumbo del mismo. Con estasmejoras, se perforaron tres pozos adicionales en elaño 2005 y dos más en el año 2007.
Estos pozos hallaron un abanico de calidadesde yacimiento en las diferentes porciones de la in-yectita. Por ejemplo, el primer pozo de 2005 pe-netró una arena extensa y continua cuyanavegación fue fácil, mientras que el segundodebió enfrentar el reto de ser posicionado me-diante técnicas de geonavegación y penetró un vo-lumen menor de arena a lo largo del horizonte deinterés (izquierda).
Para mediados de 2008, los siete pozos queapuntaban a los rasgos de inyección de arenacomo objetivo, habían producido 14 millones debarriles [2.22 millones de m3] de petróleo y ac-tualmente están brindando aproximadamente un80% de la producción diaria del Campo Gryphon(izquierda, extremo inferior).41
La explotación del play representado por losflancos de inyección resultó sumamente exitosapara Maersk Oil. El Campo Gryphon ha sido reju-venecido y se han identificado otros objetivos deperforación en los flancos arenosos. Más impor-tante aún, los conocimientos técnicos especiali-zados, relacionados con los flancos de inyecciónse están aplicando a otras áreas operadas por Maersk Oil en el Mar del Norte.
Descubrimiento de petróleo en un complejo de inyecciones de arenaUn ejemplo notable de la exploración exitosa de lasinyectitas es el complejo gigante de inyecciones dearena del Campo Volund (antes conocido comoCampo Hamsun), descubierto por Marathon y susocia Lundin Norway AS en 2004, en el Bloque 24/9de Noruega. Este hallazgo, del cual se creía que erala primera operación de perforación del mundo lle-vada a cabo deliberadamente en un rasgo de inyec-ción no conectado con un campo productivo,contiene un volumen estimado de reservas que os-cila entre 40 y 50 millones de barriles [6.4 y 7.9 mi-llones de m3] de petróleo equivalente.42
Antes de que Marathon y Lundin Norway AS ad-quirieran la concesión en el año 2003, se habían re-alizado seis pozos de exploración en el Bloque 24/9del sector noruego del Mar del Norte (próxima pá-gina, arriba). Los pozos 24/9-5 y 24/9-6, perforadospor Fina Exploration Norway en 1993 y 1994, en-contraron algunas columnas de petróleo secunda-
44 Oilfield Review
> Imágenes LWD obtenidas con la herramienta PeriScope 15 en los pozos del Campo Gryphon perfo ra -dos en el año 2005. El primer pozo (extremo superior) encontró 528 m [1,733 pies] de arena continua enla que las operaciones de navegación resultaron fáciles (color claro). El segundo pozo (extremo infe rior)penetró 205 m [673 pies] de una arena más delgada, de menor calidad, con varias zonas de arcilla debaja resistividad (color oscuro). Las líneas verdes representan las trayectorias planificadas de los pozosy las curvas rojas son las trayectorias reales.
500 1,0000
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5,750
Longitud horizontal, pies
> Impacto de las inyecciones de arena sobre la producción. El petróleo prove -niente de los siete pozos horizontales ubicados en los flancos arenosos delCampo Gryphon revitalizó la producción. Los pozos perforados en los flancos de inyección ahora dan cuenta de aproximadamente un 13% de la producciónacumulada del campo.
Tasa
(gas
to, c
auda
l, ra
ta) d
e pe
tróle
o, b
bl/d
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
Pozos principales del campoPozos en los flancos de inyección
13%
87%
Producción acumuladadel campo
Octubre de 1993 Octubre de 2007
Otoño de 2008 45
cas con arenas de inclinación pronunciada quepodían estar intensamente conectadas.44
En una evaluación independiente, Marathonreprocesó los datos sísmicos 3D de la campaña de1996 para verificar si las variaciones de amplituddependientes del desplazamiento podían revelaralguna información acerca del contenido de flui-dos en las arenas inyectadas (abajo).45 El incre-mento de las amplitudes en la sección apilada dedesplazamiento lejano, en comparación con lasde los desplazamientos cercanos—que se cono-cen como firma AVO Clase III—es típico de una
arena de alta porosidad rellena de hidrocarburode esta área.46
No obstante, era importante incrementar laconfiabilidad con respecto a la naturaleza del hi-drocarburo y confirmar la probabilidad de la exis-tencia de una estructura rellena de petróleo. Dadoque el desarrollo de una acumulación de gas no re-sultaba económicamente viable en ese momento,era necesaria una evaluación geofísica adicionaldel tipo de fluido para limitar el riesgo antes decomprometerse a perforar el área prospectiva. Losgeofísicos de Marathon efectuaron una inversión3D antes del apilamiento para la determinación delas impedancias de ondas de corte y ondas compre-sionales, que se combinaron para dar como resul-tado secciones de la denominada impedancia de
>Campo Volund al sur del Campo Alvheim, en el Bloque 24/9 del sector no rue go del Mar del Norte. Lospozos 24/9-5 y 24/9-6 (indicados con los números 5 y 6, respectivamente), perforados en 1993 y 1994,encontraron cantidades insignificantes de petróleo. La línea sísmica designada muestra la posiciónde las secciones sísmicas en las dos figuras siguientes de esta página.
VolundGryphon
Alvheim
1000 millas
0 100km
NORUEGA
REINOUNIDO
M A R D E L
N O R T E
56
7A
7 7B
7C
10 millas
0 1km
Campo Volund
Línea sísmica
Amplitudes de la sección de desplazamiento cercano del Campo Volund
24/9-7A24/9-7
Lutita Balder
Amplitudes de la sección de desplazamiento lejano del Campo Volund
24/9-7A24/9-7
Lutita Balder
> Secciones sísmicas de desplazamiento cercano y lejano, a través del complejo de inyecciones de arena del Campo Volund. Dado el contraste especial delas propiedades acústicas existente entre la arena inyectada y la roca albergadora, se generan mejores imágenes de los flancos inclinados de la in yec titaen la sección de desplazamiento lejano (derecha) que en la de desplazamiento cercano (izquierda). La base del complejo de in yecciones se interpreta enverde. El tope de la lutita Balder se representa en amarillo y “se levanta,” o aumenta de espesor, de manera discontinua, en el centro, donde las arenasinyectadas son más gruesas. El incremento de las amplitudes en la sección apilada de desplazamiento lejano, en comparación con las de las seccionesde desplazamiento cercano, son típicas de una arena rellena de hidrocarburo, de alta porosidad, presente en esta área. Los registros de rayos gamma(amarillo) se muestran a lo largo de las trayectorias de los pozos (negro).
40. Hart et al, referencia 37.41. Hart et al, referencia 37.42. http://www.marathon.com/Global_Operations/
Exploration_and_Production/Norway/ (Se accedió el 2 de julio de 2008).
43. De Boer W, Rawlinson PB y Hurst A: “SuccessfulExploration of a Sand Injectite Complex: HamsunProspect, Norway Block 24/9,” en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites: Implications for HydrocarbonExploration and Production, AAPG Memoir 87. Tulsa:AAPG (2007): 65–68.
44. Lawrence DA, Sancar B y Molyneux S: “Large-ScaleClastic Intrusion in the Tertiary of Block 24/9, NorwegianNorth Sea: Origin, Timing and Implications for ReservoirContinuity,” presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional de la AAPG, Birmingham, Inglaterra, 12 al15 de septiembre de 1999.Huuse M, Duranti D, Guargena C, Prat P, Holm K,Steinsland N, Cronin BT, Hurst A y Cartwright J: “SandIntrusions: Detection and Significance for Explorationand Production,” First Break 21 (Septiembre de 2003):33–42.
45. De Boer et al, referencia 43.46. En un caso AVO Clase III, la arena posee un contraste
de impedancia acústica más bajo que la lutita envolventey un coeficiente de reflexión negativo grande encondiciones de incidencia normal. Para obtener másinformación, consulte: Rutherford SR y Williams RH:“Amplitude-Versus-Offset Variations in Gas Sands,”Geophysics 54, no. 6 (Junio de 1989): 680–688.
rias en las arenas en forma de montículo delPaleoceno Tardío y Eoceno Temprano, pero éstascarecían de interés económico.43
Cuando los operadores de otras partes del Mardel Norte comenzaron a reconocer y desarrollarlos rasgos de inyecciones de arena asociados conlos campos productores de petróleo, los intérpre-tes revisaron las evaluaciones que habían efec-tuado de los datos sísmicos que cubrían losdescubrimientos de petróleo marginal del Bloque24/9. La estructura en forma de cuenca fue iden-tificada como un complejo de intrusiones clásti-
Poisson (próxima página, arriba).47 El proceso deinversión mejoró la capacidad de interpretación delos datos sísmicos, diagramando claramente laforma y la estructura interna 3D del rasgo de inyec-ción (abajo). La calibración de los valores de im-pedancia de Poisson con los datos de los registrosde pozos permitió diferenciar las unidades ricas encontenido de arena de las fangolitas adyacentes.Las imágenes obtenidas con la inversión sísmicarevelaron además un horizonte plano, que corres-pondía a un contacto agua-petróleo (OWC) obser-vado en el Pozo 24/9-6, lo cual incrementó laseguridad de que la inyectita arenosa estuviera re-llena de petróleo.
El análisis de los datos de afloramientos aná-logos de California central, incluyendo las obser-vaciones de las inyectitas de Panoche Hills,generó la confiabilidad de los intérpretes de Ma-rathon en cuanto al tamaño y la geometría de loscuerpos arenosos inyectados, presentes en el Mardel Norte. En los afloramientos, se observó que lasarenas inyectadas limpias de todos los tamañosestaban bien conectadas entre sí y también conlas que estaban cargadas de brechas de calidadmás pobre. Como resultado de la aplicación deeste concepto al área prospectiva del subsuelo,era probable que los intervalos arenosos con rela-ciones neto/total altas estuvieran en comunica-ción hidráulica con zonas que exhibían otras másbajas, y que el hidrocarburo que migrara hacia el
sistema colmara la estructura y estuviera en co-nexión hidráulica.48
El primer pozo exploratorio, identificado como24/9-7, apuntó al flanco sur del complejo de inyec-titas como objetivo y penetró una capa de arena in-yectada a una profundidad de 1,848 m [6,063 pies]y a una distancia de 2 m [6.6 pies] del tope pre-visto del yacimiento. Conforme lo esperado segúnla interpretación sísmica, el mismo penetró dosdiques arenosos intrusivos importantes. El supe-rior, que inesperadamente contenía gas, poseía unespesor vertical verdadero de 32 m [105 pies], yel inferior, una zona petrolífera, exhibía un grosorvertical verdadero de 12 m [39 pies]. Los núcleosrecuperados de este pozo poseían fangolita comoroca albergadora, arena inyectada y brecha conclastos de roca albergadora (derecha).
Luego del descubrimiento de petróleo en elprimer pozo, se reingresó en el Pozo 24/9-7A,perforando echado abajo para seguir el dique re-lleno de gas e ingresar en la columna de petróleo.Las dos intrusiones de arena se encontraban nue-vamente intersectadas: la superior, en la pata depetróleo y la inferior en la pata de agua. La re-en-trada en el Pozo 7B, facilitó explorar el margendel complejo de inyectitas echado arriba y pene-trar diversas arenas delgadas de escala centimé-trica rellenas de gas (próxima página, abajo). Estodemostró ser importante a los fines de la calibra-ción sísmica. Una tercera re-entrada, en el Pozo 7C,
hizo posible perforar la porción este del complejode inyectitas, intersectar una arena maciza de 49m [160 pies] y atravesar el contacto agua-petró-leo en el lugar pronosticado mediante la extrapo-
46 Oilfield Review
> Sección de núcleo del Pozo 24/9-7. En estasección se captan las dos facies de yacimientosprincipales: arenisca de grano fino (gris claro) ybrecha con clastos de fangolita oscuros y angu -lares. La fangolita que se observa en la base de la sección corresponde a un clasto grande.
0.6
m
Facies deinyectitabrechiforme
Arenainyectada
Fangolitacomo rocaalbergadora
> Tope del complejo de inyecciones del Campo Volund derivado de la in -versión sísmica. Esta visualización se extiende de oeste a este. Los coloressuperficiales indican la profundidad; el rojo indica profundidad somera y el azul, profunda. La línea de la sección sísmica mostrada previamente esblanca. Los pozos son las líneas negras. La exageración vertical es deaproximadamente cuatro veces. La altura del flanco oscila entre 250 y 300 m[820 y 984 pies] y el echado máximo del flanco varía de 25 a 30 grados.
Norte1 km
0.62 milla
Otoño de 2008 47
lación de los datos registrados en el Pozo 24/9-6.Toda la arena presente en el intervalo correspon-diente al Paleoceno se considera inyectada desdela arena generadora Hermod infrayacente.
Las arenas limpias del yacimiento Volund po-seen porosidades que promedian el 30% y perme-abilidades de varios darcies. La calidad delyacimiento se reduce con la altura; las arenas ma-
cizas de gran espesor de la porción más profundade la estructura dan lugar a brechas más delga-das, con relaciones neto/total predominante-mente bajas hacia los márgenes del complejo deestructuras de inyección. La estimación de las re-servas y la optimización del desarrollo del camporequieren el pronóstico de la distribución 3D dela facies de yacimiento dentro de la estructura de
intrusión. Los resultados de la inversión sísmica,combinados con los datos de registros y el análisisde la física de rocas, pueden utilizarse como guías
47. Quakenbush M, Shang B y Tuttle C: “PoissonImpedance,” The Leading Edge 25, no. 2 (Febrero de 2006):128–138.
48. De Boer et al, referencia 43.
> Correlación de registros de pozos de exploración y evaluación. Los pozos (extremo superior) semuestran a distancias equivalentes, no en las localizaciones horizontales verdaderas. Para cadapozo, el registro de rayos gamma se exhibe con la litología y el de resistividad, con el contenido de fluidos a la derecha y la izquierda de cada uno, respectivamente. El rojo corresponde a gas y el verde, a petróleo. El contenido de arena se reduce hacia arriba dentro del flanco. La toba Balder y la lutita Balder se encuentran levantadas, mostrando un incremento de espesor aparente para dar cabida a la arena inyectada. El inserto (derecha) indica la localización de la sección transversalrespecto del complejo de inyectitas.
Grupo Hordaland
Heimdal
Lista
Sele
Toba Balder
Lutita Balder
Arenas inyectadas
Hermod
24/9-6 24/9-7A 24/9-7 24/9-7B
7
7B
7A
6
> Inversión de los datos sísmicos del Campo Volund. Los resultados de la inversión para obtener la impedancia de Poisson, dependen del modelo básicoutilizado. Un modelo inicial con capas planas paralelas a la estratificación (izquierda) produce una imagen de los flancos de inyección con continuidaddeficiente. Un modelo inicial que incluye la forma “de bañera” de la inyectita (derecha) proyecta flancos arenosos con mejor continuidad en sus seccio nesinclinadas y facilita la diferenciación de la arena inyectada con respecto a la roca albergadora.
Impedancia de Poisson derivada de la inversión sísmica, modelo plano
24/9-7A24/9-7
Impedancia de Poisson derivada de la inversión sísmica, modelo de tipo “bañera”
24/9-724/9-7A
para la realización de diversos escenarios de dis-tribución de facies (arriba).
Los planes de desarrollo para el Campo Volundincluyen tres pozos productores horizontales y unpozo de inyección de agua. Los geocientíficos deMarathon siempre han empleado la informaciónde afloramientos análogos para la planeación deestos pozos, la previsión del empleo de las medi-ciones LWD en tiempo real para las operacionesde geonavegación y la anticipación de los proble-mas de estabilidad de los pozos a la hora de per-forar a través de los diques arenosos inyectados.
Está previsto que las operaciones de perfora-ción de desarrollo y producción del Campo Volund
comiencen en el año 2009. El campo será desarro-llado como un empalme submarino con el CampoAlvheim, situado a 10 km [6 mi] de distancia.
Efectos de las inyectitasEl hecho de saber desde el principio que un yaci-miento es afectado por intrusiones clásticas poseeun impacto significativo sobre el desarrollo delcampo. La excelente conectividad típica de las in-yectitas permite desarrollar los yacimientos conmenos pozos. Una compañía operadora reconocióque un yacimiento del área marina del oeste deÁfrica podría haber sido desarrollado con la mitadde los pozos si la magnitud de la comunicación pro-ducida por las inyectitas hubiera sido conocida conanticipación. Los operadores de diversas áreasestán extrayendo provecho de las experiencias delos pioneros del Mar del Norte mediante la incor-poración de la conectividad relacionada con las in-yectitas en sus planes de perforación de desarrollo.
Las evidencias de la migración de hidrocarbu-ros a través de las estructuras de inyección de flui-dos pueden verse en los afloramientos. Por ejemplo,al norte de Santa Cruz, en California, en la playaaparecen intrusiones de arena rellenas con petró-leo (izquierda). Estos filones capa grandes provie-nen de arenas ubicadas a más profundidad en lasección, que viajaron a la superficie a través de di-ques y luego se rellenaron con hidrocarburo.
La conectividad adicional causada por las in-yectitas de arena debe ser considerada no sólopara la optimización de la producción sino tam-bién cuando los yacimientos se emplean con otrosfines. Por ejemplo, el Campo Sleipner Øst del sec-tor noruego del Mar del Norte es un sitio potencialpara el almacenamiento futuro del gas provenientede pozos cercanos después de que se hayan ago-tado las reservas producibles.49 Las nueve zonasprospectivas de arena de alta calidad están sepa-radas por otras potencialmente productoras delodo que pueden correlacionarse a través de todoel campo. No obstante, los datos de presión indi-can que las arenas están comunicadas hidráulica-mente. Se han observado diques y filones capa de
arenisca en núcleos de diversos pozos, los cualespueden ser responsables de la permeabilidad ver-tical mejorada detectada en los datos de presión.La compañía operadora StatoilHydro consideraque la evaluación de los efectos de las inyectitassobre el comportamiento del yacimiento será cru-cial para la optimización de la recuperación du-rante el desarrollo de etapa tardía.
Otra aplicación en la que las inyectitas clásti-cas pueden producir un efecto es el almacena-miento de residuos. Por ejemplo, el sitio Hanforden el estado de Washington ha sido utilizado por elDepartamento de Energía de EUA para el depósitode contaminantes en tanques de superficie.50 El de-sarrollo de planes para el cierre eventual de losparques de tanques requiere modelos precisospara el transporte de fluidos, que incluyan el efectode los diques clásticos sobre el flujo de fluidos.51
Existen miles de dichos diques en la superficie y
48 Oilfield Review
> Dique clástico en Hanford, Washington. Eldique de grano fino (marrón) fue situado en laroca albergadora de grano fino a intermedio(gris). Posee un ancho de 0.7 m [2.3 pies] en elfrente inferior. (Fotografía de Murray et al,referencia 51.)
> Afloramiento relleno con petróleo al norte deSanta Cruz, en California. La arenisca (oscuro)presente entre las dos fangolitas (claro) se ori gi nóen las capas de arena generadoras empla zadasa más profundidad en esta sección y se elevó através de los diques cercanos (no mostrados). Elpetróleo, ahora biodegradado y pesado, produceel oscurecimiento de la arenisca. Pueden verseinclusiones grandes de fangolita clara enca ja dasen la arenisca.
> Distribución de la facies de yacimiento dentro de la estructura de intrusión del Campo Volund. Una combinación de los resultados de la inversión sís -mica con el análisis de física de rocas conduce al conocimiento de la distribución de la brecha conectada (izquierda) y la arena conectada (centro). Susuma produce el volumen total del yacimiento conectado (derecha).
Otoño de 2008 49
Otras regiones petroleras importantes delmundo, tales como el área marina de Brasil y elGolfo de México, dan cuenta de la existencia de ungrado escaso o nulo de inyectitas, y esto hace quelos geólogos se pregunten por qué. En el Golfo deMéxico, sólo unos pocos núcleos revelaron la pre-sencia de intrusiones de arena del tamaño de undedo. Algunos especialistas consideran que las in-yectitas existen, pero no han sido identificadas.Otros sostienen que las condiciones sedimentariaspresentes en ese lugar, tales como la mineralogíade la arcilla y la distribución granulométrica de laarena, no conducen a la formación de inyectitas.
Si bien las inyectitas clásticas no han sido con-sideradas significativas en el Golfo de México, laregión exhibe otros rasgos de fuga de fluidos, en
forma de flujos de agua somera que expulsanfluido en el fondo del mar. Dicha fuga a través deflujos de agua somera podría ser el fenómeno pre-cursor de la extrusión de sedimentos en el fondomarino. La expulsión de fluidos y sedimentos sobreel mismo puede socavar las instalaciones de su-perficie y las unidades sobrepresionadas, desdelas cuales dificultan las operaciones de perfora-ción y terminación de pozos.56
Para comprender mejor las condiciones quecausan los flujos de agua somera, una expedicióndel Programa Internacional de Perforaciones Oceá -nicas investigó los sedimentos sobrepresionadosdel área del Campo Ursa en el Golfo de México.57
Los datos sísmicos de alta resolución no mostra-ron ninguna estructura obvia de inyección dearena pero podrían haber detectado la formaciónde diques incipientes. Las mediciones de presiónobtenidas en las formaciones sobrepresionadasindicaron que las presiones de los fluidos son altaspero insuficientes para fracturar la sobrecarga, y,por ende, aún no resultan adecuadas para formarinyectitas de arena.
Si bien aún no se sabe si el Golfo de México yotras áreas son afectadas significativamente por lasinyecciones de arena, a medida que más geocientí-ficos consideren la posible presencia de las mismasa la hora de interpretar los datos, será posible iden-tificarlas con más frecuencia. El reconocimiento derasgos de inyección en núcleos, registros y datossísmicos requiere una percepción de estos rasgos,una mente perspicaz y un ojo entrenado. —LS
debajo del sitio Hanford (izquierda). La compren-sión de la forma en que se comporta esta red dediques de grano fino durante los períodos de flujode fluidos bajos y altos, es clave para la optimiza-ción del diseño de los sistemas de remediaciónque pudieran necesitarse.
Otros estudios de superficie han ayudado aidentificar algunos de los mecanismos que operancomo disparadores del proceso de inyección de se-dimentos.52 Las investigaciones de las inyectitasde arena, posicionadas durante los sismos docu-mentados históricamente, muestran una clara co-nexión entre los mecanismos sísmicos de disparoy la presencia generalizada de diques clásticos,“afloramientos” de arena y otros rasgos resultan-tes de la fuga de fluidos.53
Por ejemplo, en 1811 y 1812, el área cercana aNew Madrid, en Missouri, EUA, experimentó tressismos importantes; de 8 o más grados de magni-tud. Durante estos episodios, los sedimentos are-nosos del subsuelo somero fueron licuados yventeados a la superficie sobre un área de más de9,320 km2 [3,600 mi2].54 La arena extruida y los di-ques asociados pueden verse en excavaciones (iz-quierda). Estos rasgos inducidos sísmicamentepueden utilizarse para inferir la localización y laintensidad de los paleosismos. Tal información esimportante para el diseño de edificios y otras es-tructuras en áreas que experimentaron actividadsísmica previa a los registros escritos.55
Intrusiones de arena en otros lugaresEl marcado impacto de las inyecciones de arenaen el Mar del Norte lleva a que muchos exploracio-nistas se pregunten si las inyectitas inciden enotras cuencas. Si bien la literatura sobre las in-yectitas es escasa para otras áreas, las ocurren-cias reportadas en el Golfo de Guinea y en el áreamarina del noroeste de Australia indican que losrasgos de inyecciones de arena están teniendoprotagonismo más allá del Mar del Norte.
> Dique de arena excavado. El mismo, asociado con los sismos de New Madrid de 1811 y 1812,rellena una fisura de 61 m [200 pies] de largo. (Fotografía, cortesía de Carl Wirwa, Agencia deRecursos de Vida Silvestre de Tennessee, Álamo, Tennessee, referencia 53.)
49. Satur N y Hurst A: “Sand-Injection Structures in Deep-Water Sandstones from the Ty Formation(Paleocene), Sleipner Øst Field, Norwegian North Sea,”en Hurst A y Cartwright J (eds): Sand Injectites:Implications for Hydrocarbon Exploration and Production,AAPG Memoir 87. Tulsa: AAPG (2007): 113–117.
50. “Hanford State of the Site 2007 Meetings,”http://www.hanford.gov/?page=651&generadora=0 (Se accedió el 22 de julio de 2008).
51. Murray CJ, Ward AL y Wilson JL: “Influence of ClasticDikes on Vertical Migration of Contaminants in theVadose Zone at Hanford,” Informe del LaboratorioNacional del Noroeste del Pacífico PNNL-14224preparado para el Departmento de Energía, marzo de 2003.
52. Obermeier SF: “Seismic Liquefaction Features: Examplesfrom Paleoseismic Investigations in the ContinentalUnited States,” Informe de Archivo Abierto del USGS 98-488. http://pubs.usgs.gov/of/1998/of98-488/ (Seaccedió el 8 de julio de 2008).
53. Obermeier SF: “The New Madrid Earthquakes: An Engineering-Geologic Interpretation of Relict
Liquefaction Features,” Artículo Profesional del USGS1336-B, 1989.
54. http://web.utk.edu/~freeland/projects/sb.htm (Se accedióel 12 de junio de 2008)..
55. Obermeier SF: “Use of Liquefaction-Induced Features for Seismic Analysis—An Overview of How SeismicLiquefaction Features Can Be Distinguished from OtherFeatures and How Their Regional Distribution andProperties of Source Sediment Can Be Used to Infer theLocation and Strength of Holocene Paleo-Earthquakes,”Engineering Geology 44, no. 1 (1996): 1–76.
56. Myers G, Winkler C, Dugan B, Moore C, Sawyer D,Flemings P e Iturrino G: “Ursa Basin Explorers ShineNew Light on Shallow Water Flow,” Offshore Engineer(Septiembre de 2007): 88–93.
57. Moore JC, Iturrino GJ, Flemings PB, Hull I y Gay A: “Fluid Migration and State of Stress Above the Blue Unit, Ursa Basin: Relationship to the Geometry ofInjectites,” artículo OTC 18812, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de abril al 3 de mayo de 2007.
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