Diagrama de soterramiento y

modelado 1D

La asignación se hace en dos modos:

• Construcción manual e interpretación básica de gráficos de soterramiento. Este es

un ejercicio de carácter didáctico y en la práctica solo sirve para reconocimientos

rápidos en ausencia de plataforma especializada.

• Modelaje de soterramiento mediante una aplicación especializada. El valor como

modelo predictivo de este análisis en la industria es alto en la medida que los datos de

entrada sean lo más exactos y detallados posible. El ejercicio necesariamente

involucra, además el análisis de la evolución tectono-sedimentaria del área de estudio

para realmente hacer sentido de lo que de otra forma sería una simple diversión

digital.

PARTE 1

• Preparar a mano el diagrama de soterramiento sin descompactar de los dos puntos

indicados, a partir de los datos suministrados en la hoja Excel anexa.

• Utilizar los datos de calibración Ro – profundidad para estimar el tiempo de inicio,

pico y fin de generación de Kimmeridge en ambos puntos.

• Elaborar un diagrama de eventos del sistema petrolero (Kimmeridge – Brent)

• Generar a mano el diagrama de soterramiento y maduración

• Generar a mano la carta de eventos de sistema petrolero.

PARTE 2

Usando PetroMod, correr un modelo de ambos puntos a partir de los datos

suministrados.

Generar los gráficos

• Soterramiento vs Ro

• Carta de eventos del sistema petrolero

• Fluidos expulsados (“multicomp”)

• Soterramiento vs porosidad

• Soterramiento vs temperatura

• La versión freeware de PetroMod no admite calibración de la función madurez –

profundidad con datos Ro. Utilizar los datos de calibración Ro – profundidad

suministrados para sobre los diagramas de soterramiento estimar el tiempo de inicio,

pico y fin de generación de Kimmeridge en ambos puntos. Para el terciario y a

efectos de este ejercicio es válido asumir que la función madurez – profundidad es

constante en el tiempo. Compare resultados con el simulador y discuta el punto en su

informe.

• Presentar una breve síntesis tectónica del area del graben Vikingo, en término de

fase sevolutivas a partir del Permico hasta el Presente. Destacar los períodos de

subsidencia, de levantamiento, de extensión tectónica. Comentar la sprincipales

discordancias. Representarlas en un corte transversal de la cuenca e indicar en el

diagrama de soterramiento aquellas que pertenezcan al lapso de tiempo modelado.

• Presentar un diagrama conceptual del play Brent y Statfjord en campo Brent.

• En la figura 11.14 de Glennie, representar los datos de entrada para flujo de calor y

para paleotemperatura. Representar igualmente en la función Ro – Z tomada de

Goff, los datos de Ro.

• La curva de paleoprofundidades es altamente especulativa en general, pero

bastante exacta para la tiza cretácica y para Kimmeridge. En la literatura, verifique

y corrija a su criterio las paleoprofundidades para dichas unidades. Discuta el punto

en su informe.

DESARROLLO

Diagramas de soterramiento sin descompactar de los dos puntos indicados, a

partir de los datos suministrados en la hoja Excel anexa. Utilizando los datos de

calibración Ro – profundidad para estimar el tiempo de inicio, pico y fin de generación

de Kimmeridge en ambos puntos.

Figura 1. Diagrama de Soterramiento del Pozo 211/29-3.

Figura 2. Diagrama de Soterramiento del Pozo SB1

Diagrama de eventos del sistema petrolero (Kimmeridge – Brent).

Los datos con los cuales se generó el diagrama de eventos para este sistema

petrolífero fueron tomados de Gautier, 2005.

Este sistema petrolífero forma parte de un sistema llamado Sistema Petrolero

Total de las Arcillas Kimmeridge; como se puede observar en las figuras 1,2 y 3, la

roca madre principal (arcillas de Kimmeridge, kerógeno tipo II) fue depositada

durante un periodo de intenso de rifting de edad Jurásico tardío-Cretácico temprano.

Las rocas reservorios corresponden al Grupo BRENT (Formaciones Broom,

Rannock, Etive, Ness y Tarbert), constituye parte de los depósitos pre-rift de la

región. Los sellos se encuentran esparcidos a lo largo de la columna, pero para este

caso, la Fm Heather representa el principal sello para los reservorios de BRENT.

En la mayoría de los grábenes del Mar del Norte, las rocas madres han sufrido

un proceso de soterramiento continuo, razón por la cual se ha alcanzado la ventana

de generación de hidrocarburo para el Cretácico tardío. Las trampas en esta región

son de tipo mixtas, hemigrábenes limitados por fallas normales tipo dominó, las

cuales se encuentra cubiertas por los sedimentos post-rift del Grupo Kromer/Knoll.

El punto crítico fue asignado al Eoceno tardío, momento en el cual se encuentra el

punto de máxima generación de hidrocarburos.

Figura 3. Diagrama de eventos para el sistema petrolífero Kimmeridge-Brent,

Graben Vikingo, Mar del Norte

Usando el software PetroMod, se corrió un modelo de ambos puntos a partir de

los datos suministrados.

Pozo 211/29-3

Figura 4. Diagrama de Soterramiento vs Reflectancia de Vitrinita Pozo 211/29-3.

Figura 5. Carta de eventos para el sistema Kimmeridge-Brent a partir de los datos

del Pozo 211/29-3.

Figura 6. Diagrama de Soterramiento vs Porosidad Pozo 211/29-3.

Figura 7. Diagrama de Soterramiento vs Temperatura Pozo 211/29-3.

Pozo SB1:

Figura8. Diagrama de Soterramiento vs Reflectancia de Vitrinita Pozo SB1.

Figura 9. Carta de eventos para el sistema Kimmeridge-Brent a partir de los datos

del Pozo BS-1.

Figura 10. Diagrama de Soterramiento vs Porosidad Pozo SB1.

Figura 11. Diagrama de Soterramiento vs Temperatura Pozo SB1.

Síntesis tectónica del área del graben Vikingo, en término de fases evolutivas a partir

del Pérmico hasta el Presente. Destacando los períodos de subsidencia, de

levantamiento, de extensión tectónica. Comentar las principales discordancias.

Representarlas en un corte transversal de la cuenca e indicar en el diagrama de

soterramiento aquellas que pertenezcan al lapso de tiempo modelado.

El graben Vikingo es una estructura con tendencia Nor-Noreste situada en la

provincia graben del Mar del Norte; localizado entre la plataforma East Shetland, la

plataforma Horda y el escudo Fenno-Scadian. Los eventos extensionales y de rifting

durante el Jurásico tardío y Cretácico temprano son de importancia crucial para

entender el sistema petrolífero en esta región; por esta razón su historia tectónica va

estar descrita en acuerdo con los procesos pre, syn y post rift que dominaron tanto el

estilo estructural como el registro sedimentario en estas cuencas.

Durante la Fase de Pre-Rift (Ordovícico tardío- Jurásico medio) la región del

Mar del Norte formaba parte de un cinturón de corrimientos de extensión regional,

llamado Sutura Iapetus, el cual se extendió por toda la región del Ártico

(Groenlandia y Escandinava) y el continente europeo (Alemania y Polonia), formado

por la sobreimposición de dos eventos tectónicos importantes, las orogénesis

Caledoniana (Ordovícico tardío-Devónico) y Herciniana (Carbonífero-Pérmico

temprano). Para este tiempo, solo se conocen depósitos de origen continental (fluvial

y lacustre), con algunos ambientes transicionales, donde la sedimentación estuvo

controlada por los cambios eustáticos del nivel del mar. Para el Jurásico temprano,

la apertura del rift del Atlantico Central generó el calentamiento de la corteza

superior y el levantamiento de un domo en la región del Mar del Norte, este evento es

registrado en la columna sedimentaria como un evento discordante denominado mid-

Cimmerian, los sedimentos asociados a este levantamiento, están asociado a los

principales reservorios de edad Jurásico en el graben vikingo (Grupo Brent, Figura

17). Algunos autores indican que el proceso de rifting se inicia en el Carbonífero,

otros en el Pérmico, mientras que otros en el Jurásico. Sin embargo, todos están en

acuerdo, que la mayor subsidencia se genera en el Jurásico medio.

Durante la fase Syn-Rift (Jurásico medio- Cretácico temprano), la acción de

fallas normales como resultado de un colapso tectónico de un domo térmico en

proceso de enfriamiento, generó una subsidencia que causó la transgresión en toda la

región; la fase principal de extensión se inició en el Jurásico tardío y continuó hasta

el Berriaciense. Este evento formó una serie de cuencas someras de diferentes

tamaños de longitudes abiertas al Océano de Tethys y al mar Boreal, donde se

depositaron sedimentos de granos finos ricos en materia orgánica. Para el Jurásico

tardío los depósitos se extienden hacia toda la cuenca, donde intervalos entre 2000m

(Graben Vikingo) y 4000m (Graben Danes Central) son sedimentados. La rotación y

basculamiento de bloques generó levantamientos locales, donde el bloque levantado

sufrió proceso de erosión y sirvió de aporte de material clástico para la depositación

de los principales reservorios de la zona (evento de levantamiento observado en el

Pozo 211/29-3, figura 4); mientras que el bloque deprimido actuó como contenedor

de estos depósitos.

Cercano al final del Jurásico, el eje extensional de la cuenca se desplazó hacia

el Oeste (Cuenca Proto-Atlántica); el proceso de adelgazamiento en el Mar del Norte

ha cesado ampliamente para el final del Cretácico temprano. Gradientes geotérmicos

altos asociados a la tectónica extensional han disminuidos y el patrón regional de

temperatura registra un enfriamiento gradual y una subsidencia tectónica engloba a

casi toda la cuenca, específicamente en la zona cercana al eje del rift abortado. La

fase de post-Rift (Cretácico medio-Reciente) está constituida por una sedimentación

en un ambiente de cuenca tipo sag, donde se registra una sedimentación continua,

solo lugares aislados sufrieron un levantamiento, tal como en la zona de Moray Firth

/ Witch Ground. La sedimentación es dominantemente carbonatos pelágicos de

grano fino (Chalk). La secuencia de sedimentación de edad Terciario está constituida

principalmente por lodos marinos, con presencia de abanicos submarinos. En el

graben vikingo se registran 3 km de sedimentación post-rift.

Figura 12. Principales discordancias presentes en la Provincia Grabenes del Mar del

Norte. Figura tomado de Gautier 2005.

Diagrama conceptual del play Brent y Statfjord en campo Brent.

Figura13. Play Conceptual Kimmeridge –Brent y Kimmeridge-Statfjoprd. Figura

tomado y modificado de Glennie, 1990.

Representación de los datos de entrada para flujo de calor y para paleotemperatura en la figura 11.14 de Glennie. Igualmente en la función

Ro–Z tomada de Goff, los datos de Ro.

Grafica 1. Variación de paleoprofundidad, paleotemperatura y flujo de calor a través del tiempo geológico en el Graven Vikingo,

comparando y contrastantando con la Figura 11.14 tomado de Glenni 1990.

Grafico 2. Calibración con datos de entrada.

Bibliografía

Cornford, C. Mandal – Ekofisk (!) Petroleum System in the Central Graben of the

North Sea. En_ Magoon, L. y Dow, W. eds. (1994) The Petroleum System: From

Source to Trap. AAPG Memoir 60. Cap 33, p. 538 – 571.

Gautier, D. L. (2005). Kimmeridgian Shales Total Petroleum System of the North

Sea Graben Province. Bulletin 2204-C U. S. Geological Survey, Reston, Virginia.

Glennie, K. W. (1990): Introduction to the Petroleum Geology of the North Sea.

Capítulos. 7 y 8 (Triassic, M. Fisher y Jurassic, S. Brown) p. 191 – 249 y

Capítulo 11 (Source Rocks, C. Cornford) p. 294 – 351. Figuras de material de

apoyo para esta asignación.

Goff, J.C. (1984). Hydrocarbon generation and migration from Jurassic Source

Rocks in the East Shetland Basin and Viking Graben of the North Sea en:

Demaison, G. y J. Murris, eds. (1995): Petroleum Geochemistry and Basin

Evaluation. AAPG Memoir 35, p. 273 – 302.