AnAílisis-petrosAsmico-3D-de-las-formaciones-Dallas--Houston-base-y-ParAs--bloque-5-del-campo-Cloudspin

Vista previa del material en texto

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
 
 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
 
UNIDAD TICOMÁN 
 
 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
SEMINARIO PETROFÍSICA 
 
 “ANÁLISIS PETROSÍSMICO 3D DE LAS FORMACIONES DALLAS, 
HOUSTON BASE Y PARÍS BLOQUE 5 DEL CAMPO CLOUDSPIN” 
 
TRABAJO FINAL 
 PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
 
 
INGENIERO GEOFÍSICO 
 
P R E S E N T A N: 
FARÍAS NUÑEZ OCTAVIO ARTURO 
RUÍZ TREJO ALBERTO 
VALENTÍN SALGADO RUBÍ 
 
 
 
 
INGENIERO GEÓLOGO 
 
P R E S E N T A N: 
CARRILLO ALCOCER STEPHANIA 
VÁZQUEZ CANSECO LAURA GABRIELA 
 
 
 
CIUDAD DE MÉXICO 2018 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 2 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 3 
AGRADECIMIENTOS 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 4 
 
FARÍAS NUÑEZ OCTAVIO ARTURO: 
 
Es importante reconocer que la oportunidad de existir, así como el apoyo moral, 
psicológico, económico y principalmente amoroso me lo dio mi hermosa madre 
Silvia Lucia Núñez Pellón, que abnegadamente me apoyo para finalizar este paso 
tan importante en mi vida. Se que este es uno de los muchos logros que se avecinan 
y que sin lugar a duda quiero compartirlos con ella. 
Un gran apoyo en mi vida y mi carrera fueron mis adorables hermanas Silvia 
Alejandra Roblero Núñez, que me encaminó a las geociencias y tomar la mejor 
decisión en mi carrera. Karla Gabriela Roblero Núñez su apoyo como madre 
hermana y mentora ha sido bien recibido pues me ha llevado por el buen camino; 
ambas me acogieron desde mis primeros años de existencia como un hijo y un 
hermano; poco a poco se ha desarrollado una amistad inquebrantable y que sé que, 
juntos lograremos grandes cosas. 
A mis sobrinos; Gabriel, que su apoyo en momentos circunstanciales ha sido de 
gran ayuda, así como su invaluable amistad. Alexander, Kevin y Kristopher que dan 
luz y alegría a mis días. Luis, que con su forma tan peculiar de ser alegra mis días 
y me acompaña en mis aventuras. 
A mis profesores que me transmitieron sus conocimientos, tuvieron la paciencia 
para enseñarme y algunos la sabiduría para reprobarme; sus enseñanzas y 
consejos son invaluables e irrepetibles. 
A mis amigos: Daniel, Ricardo, Fernando, Nancy que su apoyo, consejos y ejemplo 
me sirvieron de mucho en los momentos más críticos en la carrera. 
Y a esas personas que se cruzaron en mi camino para ayudarme, para ser mi 
amig@ y/o dejarme una nueva experiencia. 
 
RUIZ TREJO ALBERTO: 
 
A Dios. 
Por darme la oportunidad de vivir y por estar conmigo en cada paso que doy, por 
fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en mi camino a 
aquellas personas que han sido mi soporte y compañía. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 5 
 
A mis padres. 
Por ser el pilar fundamentalmente en todo lo que soy, en toda mi educación, tanto 
académica, como de la vida, por su incondicional apoyo perfectamente mantenido 
a través del tiempo. Todo este trabajo ha sido posible gracias a ellos. 
 
 
A mis amigos 
Que nos apoyamos mutuamente en nuestra formación profesional y que hasta 
ahora seguimos siendo amigos. 
 
Finalmente, a los maestros, aquellos que marcaron cada etapa de nuestro camino 
universitario. 
 
A veces todo lo que necesitas para cambiar una gran cosa es cambiar una pequeña 
cosa y convertir una posibilidad en una probabilidad mejor aún en un hecho 
(ASM 545). 
 
VALENTÍN SALGADO RUBÍ: 
 
Gracias a la vida que me ha dado todo; la experiencia de conocer, crecer y aprender; 
las palabras que pueda decir no podrían expresar mi eterno agradecimiento a todas 
las personas que han estado conmigo en cada una de las etapas de mi vida. 
 
Gracias a Dios: 
 
Para el que cree, todo le será posible; sin ti sencillamente no sería nada, gracias 
por poner en mi camino a las personas correctas para poder desarrollarme 
profesionalmente. Cada una de ellas ha marcado mi vida, pero cabe destacar que 
cada una de esas personas tiene parte de tu esencia maravillosa inspirándome a 
esforzarme para luchar por lo que quiero en esta vida. Una gran experiencia estoy 
por emprender, un nuevo estilo de vida, pero aun así te llevo en cada paso que doy 
porque he aprendido que el amor todo lo puede, todo lo cree y todo lo perdona; tu 
amor es maravilloso el cual no tengo como agradecer. Reitero gracias por mi familia 
por lo bueno y lo malo que me has dejado vivir, gracias por permitirme conocer a 
cada persona especial en este mundo y que, aunque ahora no estén 
presencialmente conmigo sé que siempre estarán en mi corazón. 
 
Gracias a mi Familia: 
 
Por dejarme entrar en su vida, desde el primer momento que abrí los ojos me di 
cuenta de que Dios no pudo escoger mejores padres que ustedes (Silvano Valentín 
Román y Carmen Salgado Virto); una infinidad de cosas que quisiera expresar, pero 
no me acerco a la perfección que tienen para mí. Los amos gracias por mi vida, por 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 6 
darme esa familia maravillosa a mis hermanos (Junior y Roberto Valentín Salgado), 
abuelos, tíos, primos. Etc.; a cada uno de ellos gracias por todo el apoyo moral que 
me han dado. Las casualidades no existen ustedes son parte esencial de esto que 
estoy viviendo mi mayor triunfo es tenerlos a mi lado, ahora puedo decir que no les 
he fallado y espero nunca decepcionarlos; quiero pedirles que nunca dejen de estar 
en cada una de mis decisiones que estoy por tomar. 
 
Gracias a esa nueva personita que ha llegado a nuestra vida (Estefanía Guadalupe), 
espero ser un gran ejemplo para ti y que esto sea una inspiración para todos ya que 
solo hace falta un poco de amor y fe para hacer lo que muchos creen imposible. 
 
Gracias a mi Alma Mater (IPN) por darme la oportunidad de formar parte de esta 
prestigiada institución; gracias ESIA (TICOMÁN) por ser parte de mi vida diaria, por 
esos momentos y recuerdos que ahora me dejas, gracias a ti conocí a las mejores 
personas que pudieron haber llegado a mi vida en especial a Alan Armando Mata 
Valle y finalmente pero no menos importantes a mis queridos profesores que me 
brindaron todos los conocimientos necesarios para emprender mi siguiente etapa. 
 
VÁZQUEZ CANSECO LAURA GABRIELA 
 
Cada momento importante que he vivido durante estos años han estado llenos de 
amor, sabiduría, cuidados y una bondad infinita que me permite sonreír ante todos 
mis logros que son el resultado de la ayuda de mi hermosa familia. 
A mi hermosa madre a la cual admiro en demasía, que me acompaña en cada paso 
que doy en este camino incierto que es la vida con sabios consejos y regaños 
cuando son necesarios, los cuales serían difícil sin tu ayuda. 
A mi padre al cuál admiro por su dedicación y su paciencia para obtener y culminar 
sus metas y el amor con el que procura, protege y cuida a mi madre. Mi pequeña 
chapis mi más hermoso regalo de cumpleaños, mi compañera en esta vida, la he 
admirado por ese carácter y peculiar sentido del humor por el que se caracteriza. 
A mi abuelita Nina que sin su cariño y dedicación mi infancia no estaría completa, a 
mis primos que han sido mis hermanos con los cuales tengo las aventuras más 
divertidas y hermosas en mi vida,a mis tíos que han sabido como aconsejarme, a 
mis amigos que han estado ahí siempre que los he necesitado. 
A Dios por darme la bendición de tener una familia unida y amorosa. 
A mis maestros y los que han conformado una parte esencial en mi formación como 
ingeniera. 
A todos ellos les agradezco por estar en vida y acompañarme en todo momento. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 7 
 
CARRILLO ALCOCER STEPHANIA 
Agradezco a Dios por haberme permitido llegar a este momento tan espacial en mi 
vida, por haberme otorgado una familia unida y maravillosa, quienes me han dado 
una vida llena de felicidad y han creído siempre en mí, dándome un buen ejemplo 
de superación, amor y su apoyo incondicional. 
 
Agradezco mis padres, por su dedicación y amor a lo largo de mi vida, por haberme 
sabido guiar por el camino del bien, enseñarme a concluir cada meta que me 
proponga sin importar lo difícil que sea y por estar siempre conmigo apoyándome 
en todo momento a pesar de la distancia. Siempre han sido la base que me ha 
hecho cada vez más fuerte para enfrentarme a la vida y que me ayuda a alcanzar 
cada una de mis metas. 
 
Agradezco a mis hermanos gracias por ser los mejores compañeros y amigos, por 
siempre estar unidos en la buenas y en las malas y por siempre contar 
incondicionalmente con cada uno de ustedes. Ustedes son un orgullo y ejemplo a 
seguir para mí, así como yo espero serlo para ustedes. 
 
Agradezco a mi novio por ser mi mano derecha y siempre estar apoyándome, por 
el gran amor que nos tenemos el cual nos motiva a seguir adelante compartiendo y 
cumpliendo nuestras metas. 
 
Agradezco a mis compañeros y amigos por todo su cariño, ayuda y por todos los 
momentos difíciles, buenos y malos que hemos compartido. 
 
Agradezco a mi amada institución y a todos mis profesores por su valioso espacio, 
tiempo, dedicación y contribución a mi desarrollo profesional. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 8 
ÍNDICE. 
 
 
 
ABSTRACT ............................................................................................................................................... 14 
RESUMEN ................................................................................................................................................. 15 
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................... 16 
OBJETIVOS .............................................................................................................................................. 17 
DIAGRAMA DE FLUJO (METODOLOGÍA EMPLEADA) .................................................... 18 
DESCRIPCIÓN METODOLOGÍA ................................................................................................... 18 
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 20 
1.1 Localización del área de estudio ........................................................................................ 20 
1.2 Antecedentes Petroleros ........................................................................................................ 21 
1.3 Origen y Evolución Tectono-Estratigráfico del Golfo de México ......................... 22 
1.4 Período Tectónico de Margen Pasivo. ............................................................................ 22 
1.5 Período Tectónico de Compresión .................................................................................... 24 
1.6 Estratigrafía .................................................................................................................................. 26 
1.7 Entrampamiento ......................................................................................................................... 27 
1.8 Sistema Petrolero ...................................................................................................................... 28 
1.8.1 Roca Generadora ............................................................................................................. 28 
1.8.2 Roca Almacenadora ........................................................................................................ 28 
1.8.3 Roca Sello ............................................................................................................................ 29 
CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO .................................................................................................. 30 
2.1 Sísmica ........................................................................................................................................... 30 
2.1.1 Sísmica de reflexión ........................................................................................................ 30 
2.1.2 Atributos Sísmicos ............................................................................................................ 30 
2.2 Registros Geofísicos ................................................................................................................ 31 
2.2.1 Registro Geofísico de Pozo ......................................................................................... 31 
2.2.2 Toma de Registros ........................................................................................................... 32 
2.2.3 Clasificación de Registros Geofísicos ..................................................................... 32 
2.2.4 Herramientas y Registros Geofísicos ...................................................................... 34 
2.3 Petrofísica ...................................................................................................................................... 40 
2.3.1 Porosidad .............................................................................................................................. 40 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 9 
2.3.2 Permeabilidad (K) ............................................................................................................. 41 
2.3.3 Saturación de Fluidos ..................................................................................................... 43 
2.3.4 Volumen de Arcilla ............................................................................................................ 43 
CAPÍTULO 3: INTERPRETACIÓN SÍSMICA. .......................................................................... 45 
3.1 Metodología en Petrel®. ......................................................................................................... 45 
3.2 Generación de la base de datos. ....................................................................................... 47 
3.3 Control de calidad. .................................................................................................................... 48 
3.4 Ubicación de los pozos con sus desviaciones: ........................................................... 50 
3.5 Extracción de atributos de volumen .................................................................................. 52 
3.5.1 Structural Smoothing....................................................................................................... 53 
3.5.2 Coseno de la Fase. .......................................................................................................... 53 
3.5.3 Varianza. ...............................................................................................................................54 
3.5.4 Antraking ............................................................................................................................... 55 
3.5.5 RMS ......................................................................................................................................... 56 
3.6 Interpretación de los Horizontes. ....................................................................................... 56 
3.7 Extracción de atributos sísmicos de las superficies. ................................................ 59 
3.8 Interpretación de Fallas. ......................................................................................................... 63 
3.9 Modelado de Fallas. ................................................................................................................. 67 
3.9.1 Pillar Griding. ....................................................................................................................... 69 
CAPÍTULO 4: REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO ......................................................... 70 
4.1 MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN CONVENCIONALES. .................................. 70 
4.2 INTERACTIVE PETROPHYSICS. ..................................................................................... 70 
4.3 PASOS PARA LA INTERPRETACIÓN DE UN POZO. ........................................... 70 
4.3.1. Control de Calidad. ......................................................................................................... 70 
4.3.2 Correlación de profundidades..................................................................................... 71 
4.3.3 Identificación y espesor de capas. ............................................................................ 71 
4.4 Cálculo de Propiedades Petrofísicas ............................................................................... 72 
4.4.1Volumen de Arcilla. ............................................................................................................ 72 
4.5 Cálculo de la porosidad total y efectiva. ......................................................................... 74 
4.6 Cálculo de Sw (Saturación de Agua). .............................................................................. 74 
4.7 Zonas de Paga. .......................................................................................................................... 76 
4.8 Interpretación y Evaluación Petrofísica ........................................................................... 77 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 10 
4.8.1 Pozo Copper-6 ................................................................................................................... 77 
4.8.2 Formación Dallas (3283 - 4379 ft). ........................................................................... 78 
4.8.3 Formación Houston Base (6365 – 6502 ft). ......................................................... 78 
4.8.4 Formación París (7138 – 8265 ft). ............................................................................ 78 
4.9 Pozo Feldspar-A8. ..................................................................................................................... 83 
4.9.1 Formación Dallas (3187 – 4279 ft). .......................................................................... 84 
4.9.2 Formación Houston Base (6208 – 6298 ft). ......................................................... 84 
4.9.3 Formación París (6910 – 7125 ft). ............................................................................ 84 
4.10 Pozo Halite A-5. ....................................................................................................................... 88 
4.10.1 Formación Houston Base (6678 – 6804 ft). ....................................................... 89 
4.10.2 Formación París (7294 – 7847 ft). ......................................................................... 89 
4.11 Pozo Calcite-32. ...................................................................................................................... 91 
4.11.1 Formación París (7550 – 9825 ft). ......................................................................... 92 
4.12 Pozo Agate-H6. ........................................................................................................................ 94 
4.12.1 Formación Dallas (3200ft - 4278 ft). ...................................................................... 95 
4.12.2 Formación Houston Base (6162ft – 6275ft). ..................................................... 95 
4.13 Pozo Barite-C1. ............................................................................................................................. 98 
4.13.1 Formación Houston Base (5846 ft – 5912 ft). ................................................... 99 
4.13.2 Formación París (7138 ft – 8265 ft)....................................................................... 99 
4.14 Pozo Quartz-A2. ....................................................................................................................101 
4.14.1 Formación Dallas (3215ft – 4284ft). ....................................................................102 
4.14.2 Formación Houston Base (6387ft – 6444ft). ...................................................102 
4.14.3 Formacion París ( 7294ft – 7847ft). .....................................................................102 
4.15 Electrofacies ............................................................................................................................106 
CAPÍTULO 5: INTEGRACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS A LA 
SÍSMICA. ..................................................................................................................................................108 
5.1 CARGAR POZOS EN PETREL®. ...................................................................................108 
5.2 CORRELACIÓN POZO FELDESPATO. ......................................................................112 
5.3 CORRELACIÓN POZO AGATA.......................................................................................113 
5.4 CORRELACIÓN POZO QUARZO. .................................................................................114 
CONCLUSIONES .................................................................................................................................115 
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................................116 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 11 
 
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES. 
Ilustración 1 Mapa de las provincias fisiográficas del Golfo de México(Modificada 
de http://www.gulfbase.org/facts.php). .................................................................. 20 
Ilustración 2 Distribución de las evaporitas durante la temprana apertura del Golfo 
de México durante Jurásico Medio, Calloviano (Stanley, 2002). ........................... 22 
Ilustración 3 Mapa de la paleobatimetría y espesor de depósitos para el Cretácico 
Inferior en el Golfo de México. Las isopacas de mayor espesor corresponden al 
límite entre la corteza continental y transicional en las plataformas de Yucatán y 
Florida (Jakobsson et al). ...................................................................................... 24 
Ilustración 4 Columna Estratigráfica (API, 2009). .................................................. 27 
Ilustración 5 Sistema Petrolero (B, 2007). ............................................................. 29 
Ilustración 6 Gráfica de sincronización de los elementos de lossistemas petroleros 
en del Cinturón Plegado Perdido. (Jaime Patino, M. Antonio Rodríguez, Edilberto 
Román, Joel Lara y Alberto R. Gómez, 2001). ...................................................... 29 
Ilustración 7 Toma de Registros Geofísicos (Baker Atlas, 2001). ......................... 32 
Ilustración 8 Profundidad de Investigación – Resolución de RGP (Toby Darling, 
2005). .................................................................................................................... 33 
Ilustración 9 Herramienta Caliper (Baker Atlas, 2001). ........................................ 34 
Ilustración 10 Registro Potencial Natural (SP) (Baker Atlas, 2001). ...................... 35 
Ilustración 11 Registros Eléctricos (Toby Darling, 2005). ...................................... 36 
Ilustración 12 Herramientas Resistivas (Baker Atlas, 2001). ................................. 37 
Ilustración 13 Respuesta Típica del Registro de Rayos Gamma Naturales (Toby 
Darling, 2005). ....................................................................................................... 38 
Ilustración 14 Herramienta de Medición de Densidad (Toby Darling, 2005). ........ 38 
Ilustración 15 Toma de Registro de Neutrones (Jonathan Bellarby, 2009). .......... 39 
Ilustración 16 Herramienta Sónico Compensado (Jonathan Bellarby, 2009). ....... 39 
Ilustración 17 Representación Conceptual de Porosidad (Dandekar, 2006). ........ 40 
Ilustración 18 Permeabilidad en una Roca (Abhijit Y. Dandekar, 2006). ............... 42 
Ilustración 19 Experimento de Darcy Trasladado a una Muestra de Roca “núcleo”) 
(Dandekar, 2006). ................................................................................................. 42 
Ilustración 20 Diagrama de flujo utilizado en Petrel®. ........................................... 47 
Ilustración 21 Base de datos CLOUDSPIN. .......................................................... 47 
Ilustración 22 Vista del Cubo en 3D (Petrel®). ...................................................... 49 
Ilustración 23 Check Shots en la base de datos CLOUDSPIN. ............................. 49 
Ilustración 24 Desviaciones de los pozos interpretados extensión (. Dev). ........... 50 
Ilustración 25 Vista en planta del área delimitada por la ubicación de los pozos del 
bloque 5 del campo Cloudspin (Petrel®). .............................................................. 51 
Ilustración 26 Vista en planta del área delimitada por la ubicación de los pozos del 
bloque 5 del campo Cloudspin (Petrel®). .............................................................. 51 
Ilustración 27 Visualización del Atributo Structural Smoothing, (Petrel®). ............ 53 
Ilustración 28 Visualización del Atributo Coseno de la Fase (Petrel®). ................. 54 
Ilustración 29 Visualización del Atributo Varianza, (Petrel®). ................................ 54 
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348703
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348703
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348704
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348704
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348706
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348709
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 12 
Ilustración 30 Visualización del Atributo Antraking, (Petrel®). ............................... 55 
Ilustración 31 Visualización del Atributo Antraking en time slice (Petrel®). ........... 55 
Ilustración 32 Visualización del Atributo RMS en cubo sísmico (Petrel®). ........... 56 
Ilustración 33 Vista en planta de la configuración del Horizonte Dallas, (Petrel®).
 .............................................................................................................................. 57 
Ilustración 34 Vista en planta de la configuración del Horizonte Houston Base 
(Petrel®). ............................................................................................................... 58 
Ilustración 35 Vista en planta de la configuración del Horizonte París (Petrel®). .. 59 
Ilustración 36 Atributo de superficie Chaos del Horizonte Dallas (Petrel®). .......... 60 
Ilustración 37 Atributo de superficie Chaos del Horizonte Houston Base (Petrel®).
 .............................................................................................................................. 61 
Ilustración 38 Atributo de superficie Chaos del Horizonte París (Petrel®). ........... 61 
Ilustración 39 Atributo de superficie RMS del Horizonte Dallas (Petrel®). ............ 62 
Ilustración 40 Atributo de superficie RMS del horizonte Houston Base (Petrel®). 62 
Ilustración 41 Atributo de superficie RMS del Horizonte París (Petrel®). .............. 63 
Ilustración 42 Crossline 542 con fallas macadas (Falla color naranja; Falla Alfa, 
Falla color lila; Falla Gamma y Falla color rosa; Falla Beta) (Petrel®). ................. 64 
Ilustración 43 Izquierda, fallas marcadas alfa, beta y gamma con atributo chaos; 
derecha mismas fallas con atributo estructural smoht ........................................... 65 
Ilustración 44 Horizonte Dallas con Fallas beta (azul), alfa (blanca), gamma (rosa), 
configuración cada 10 ms Petrel®. ........................................................................ 66 
Ilustración 45 Horizonte Houston Base con Fallas beta (rosa), alfa (blanca) y 
gamma (morada), configuración cada 10 ms Petrel®. .......................................... 66 
Ilustración 46 Horizonte París con Fallas beta (roja), alfa (blanca) y gamma (azul), 
configuración cada 10 ms Petrel ®. ....................................................................... 67 
Ilustración 47 Planos de fallas modelados Alfa, Beta y Gamma (Petrel®). ........... 68 
Ilustración 48 Correlación de atributo de superficie Chaos en el Horizonte París 
(Petrel®). ............................................................................................................... 68 
Ilustración 49 Skeleton con las fallas alfa, beta y gamma (Petrel®). ..................... 69 
Ilustración 50 Módulo “Clay Volume” (IP®). .......................................................... 72 
Ilustración 51 Curva graficada de RG (IP®). ......................................................... 73 
Ilustración 52 Plot de VCL y zonificación (IP®). .................................................... 73 
Ilustración 53 Fórmula para obtener PHIE (IP®). .................................................. 74 
Ilustración 54 Módulo de Sw y Porosidad (IP®). ................................................... 75 
Ilustración 55 Módulo de Sw, Phi y Mineralogía (IP®). ......................................... 75 
Ilustración 56 Módulo de Cutt Off and Sumation (IP®). ......................................... 76 
Ilustración 57 Evaluación del Pozo Copper-6 (IP®). ............................................. 77 
Ilustración 58 Electrofacie Pozo Copper-32 Horizonte Dallas Alternancia de 
Areniscas y Lutitas. ............................................................................................... 79 
Ilustración 59 Electrofacie Pozo Copper-32 Horizonte Houston Base Areniscas y 
Mudstone............................................................................................................... 80 
Ilustración 60 Electrofacie Pozo Copper-32 Horizonte París Areniscas con 
intercalaciones de Lutita. ....................................................................................... 80Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 13 
Ilustración 61 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles correspondiente 
al pozo Cooper-6. .................................................................................................. 82 
Ilustración 62 Evaluación del pozo Feldspar-A8 (IP®). ......................................... 83 
Ilustración 63 Electrofacie Pozo Feldespar-A8 Horizonte Dallas alternancia de 
Areniscas y Lutitas. ............................................................................................... 85 
Ilustración 64 Electrofacie Pozo Feldespart-A8 Horizonte Houston Base Areniscas 
y Mudstone. ........................................................................................................... 85 
Ilustración 65 Electrofacie Pozo Feldespar-A8 Horizonte Paris Areniscas con 
intercalación de Lutita. .......................................................................................... 86 
Ilustración 66 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles Pozo Feldspar-
A8. ......................................................................................................................... 87 
Ilustración 67 Evaluación del pozo Halite A-5 (IP®). ............................................. 88 
Ilustración 68 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles; Pozo Halite-A5.
 .............................................................................................................................. 90 
Ilustración 69 Evaluación Pozo Calcite-32 (IP®). .................................................. 91 
Ilustración 70 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles Pozo Calcite-32.
 .............................................................................................................................. 93 
Ilustración 71 Evaluación del Pozo Agate-H6 (IP®). ............................................. 94 
Ilustración 72 Electrofacie Pozo Agata-H6 Horizonte Houston Base Areniscas. ... 95 
Ilustración 73 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles Pozo Agata-H6.
 .............................................................................................................................. 97 
Ilustración 74 Evaluación del Pozo Barite-C1 (IP®). ............................................. 98 
Ilustración 75 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles Pozo Barite-C1.
 ............................................................................................................................ 100 
Ilustración 76 Evaluación del Pozo Quartz-A2 (IP®). .......................................... 101 
Ilustración 77 Electrofacie Pozo Quartz H6 HorizonteDallas. .............................. 103 
Ilustración 78 Electrofacie Pozo Quartz-H6 Horizonte Houston Base. ................ 103 
Ilustración 79 Electrofacie Pozo Quartz-H6 Horizonte Paris Base. ..................... 104 
Ilustración 80 Estimación de volumen de Hidrocarburo en Barriles Pozo Quartz.
 ............................................................................................................................ 105 
Ilustración 81 Pozo Halite con sus registros (Petrel®). ....................................... 108 
Ilustración 82 Pozos Agata, Feldspar y Quartz con sus registros (Petrel®). ....... 109 
Ilustración 83 Los Pozos Barite, Calcite y Cooper con sus registros (Petrel®). .. 110 
Ilustración 84 Registro Saturación de Agua en pozo Barite correlacionado con 
Inline 634 con Amplitud RMS (Petrel®). .............................................................. 111 
Ilustración 85 Izquierdo Volumen de arcilla, derecho saturación de agua 
correlacionado con atributo RMS en el pozo Feldespato (Petrel®). .................... 112 
Ilustración 86 Izquierda volumen de arcilla, derecha saturación de agua en pozo 
Agata correlacionado con atributo RMS (Petrel®)............................................... 113 
Ilustración 87 Izquierdo arcilla, derecho porosidad efectiva correlacionados con el 
atributo RMS; pozo Cuarzo (Petrel®). ................................................................. 114 
 
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348768
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348768
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348772
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348772
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348782
file:///C:/Users/Administrador/Documents/Tesina_Cloudspin%20Grupo%202%20Equipo%201%202018%20IPN.docx%23_Toc508348782
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 14 
ABSTRACT 
 
 
This study was made with the objective of generate an aspecilizade a petrofisic 
study, and well log of a Cloudspin block, of the wells Agate, Barite, Calcite, Cooper, 
Feldspar, Halite and Quartz, in the Gulf of Mexico near the state of Louisiana USA . 
 
The draft describes methodologies to conduct seismic interpretation and 
geophysical well logs to obtain petrophysical properties such as: lithology, water 
saturation, oil saturation, porosity, pay zones and permeability; in order to define 
areas of oil interest. 
 
For the study of the field Cloudspin, use was made of seismic interpretation software 
(Petrel®) in the case of interpretation of seismic sections; Interactive Petrophysics 
software (IP®) for Geophysical Well Logs. 
 
Of seismic sections of major seismic attributes (Antraking, Cosine of the phase, 
Variance & Smoothing Structural) were obtained for troubleshooting and 
interpretation of horizons; subsequently it took place settings each horizon, 
emphasizing the horizon for the training of field producer Cloudspin. 
 
To geophysical well logs held petrophysical evaluation of each of the wells, using 
curves with which counted every RGP, obtaining petrophysical properties needed 
for the study. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 15 
RESUMEN 
 
El presente estudio se realizó con la finalidad de interpretar y generar un modelado 
petrofísico sobre el bloque CLOUDSPIN, el cual se ubica al noreste del Golfo de 
México. Sus características permiten interpretar sísmicamente una serie de 
estructuras geológicas de acuerdo a los horizontes descritos por el bloque de 
interpretación. 
En el proyecto se describen metodologías para llevar a cabo la interpretación 
sísmica y Registros Geofísicos de Pozo para poder obtener propiedades 
petrofísicas como son: Litología, Saturación de Agua, Saturación de Aceite, 
Porosidad, Zonas de paga y Permeabilidad; con la finalidad de definir zonas de 
interés petrolero. 
Para realizar el estudio del campo Cloudspin, se hizo uso de softwares 
especializados en materia sísmica y petrofísica, las principales herramientas 
utilizadas para este modelo fueron (Petrel®) para el caso de interpretación de 
secciones sísmicas, entre las aplicaciones observadas se describen EL 
MODELADO DE FALLAS, generación de HORIZONTES, modelo GRID y 
ATRIBUTOS SÍMICOS; y el software Interactive Petrophysics (IP®) para Registros 
Geofísicos de Pozo, estimando LITOLOGÍA, FACIES y ZONAS DE PAGA. 
 
De las secciones sísmicas se obtuvieron los atributos sísmicos principales 
(Antraking, Coseno de la fase, Varianza & Structural Smoothing) para la localización 
de fallas e interpretación de horizontes; posteriormente se llevó a cabo la 
configuraciónde cada uno de los horizontes, haciendo hincapié en el horizonte 
correspondiente a la formación productora del campo Cloudspin. 
 
Para Registros geofísicos se llevó a cabo la evaluación petrofísica de cada uno de 
los pozos, utilizando las curvas con las que contaban cada RGP, obteniendo las 
propiedades petrofísicas necesarias para el estudio. 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 16 
INTRODUCCIÓN 
 
La Geofísica en conjunto con la Geología estudia todos los aspectos de las 
propiedades físicas y procesos del planeta Tierra. 
 
La ingeniera Geofísica posee múltiples métodos de adquisición, procesado e 
interpretación de datos geofísicos, en este proceso se lleva a cabo una planeación 
estratégica, tanto en sísmica como en registros geofísicos de pozo (RGP), esto es 
usado para minimizar el grado de incertidumbre en la información y así determinar 
el potencial del yacimiento de la zona estudiada. 
 
La ingeniería Geológica por su parte se basa en el estudio de las propiedades físicas 
y químicas de las rocas, así mismo la identificación de estructuras, litología, 
ambientes sedimentarios y estratigrafía de las formaciones geológicas a través del 
tiempo. 
 
La exploración sísmica es un método, que se utiliza para conocer las capas de rocas 
que se encuentran debajo de la tierra, el cual consiste en emitir ondas en sonido a 
través de generadores de energía, que viajan por medio de las capas de rocas y 
son registradas por unos instrumentos conocidos como geófonos. 
 
Los registros geofísicos de pozo son técnicas utilizadas para determinar casi de 
manera directa propiedades y parámetros físicos de las rocas. Tradicionalmente se 
les ha definido como “la representación digital o analógica de una propiedad física 
que se mide contra la profundidad”. 
 
Finalmente la evaluación petrofísica se refiere al uso de las técnicas mencionadas 
en el presente proyecto para determinar las propiedades físicas de las rocas, las 
cuales como se mencionan en el desarrollo del trabajo son: Saturación de fluidos, 
porosidad, permeabilidad, volumen de arcilla, mineralogía compleja, etc. Las cuales 
al ser determinadas y haciendo la correlación con la geología se obtienen las 
reservas de hidrocarburos y se puede hacer indicación de las llamadas zonas de 
paga en el campo estudiado. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 17 
OBJETIVOS 
 
 
Objetivos Generales 
 
o Evaluar propiedades petrofísicas utilizando los pozos (Agate, Barite, Calcite, 
Cooper, Feldspar, Halite y Quartz). 
 
o Comparar y correlacionar las propiedades petrofísicas y zonas de paga con 
atributos sísmicos de superficie. 
 
 
 
Objetivos Específicos 
 
ɷ Obtención de Atributos Sísmicos 
ɷ Mapear los horizontes 
ɷ Configuración de horizontes Sísmicos 
ɷ Obtener el modelo de fallas 
ɷ Estimar las propiedades petrofísicas de los pozos mencionados 
ɷ Estimar litofacies 
ɷ Estimar zonas paga 
ɷ Estimar barriles 
ɷ Correlación de propiedades petrofísicas y atributos sísmicos de 
superficie 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 18 
DIAGRAMA GENERAL (METODOLOGÍA EMPLEADA) 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 19 
DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA 
La geología es una parte primordial para la realización de este proyecto debido a 
que con ella obtenemos la información base de la zona de estudio, la cual ayudara 
en el desarrollo y obtención de los diferentes parámetros utilizados, refiriéndonos a 
la parte de sísmica y registros geofísicos de pozo. 
Se hará hincapié en la parte de estratigrafía, geología estructural, geología del 
subsuelo y mineralogía, basándose en modelos estructurales, conceptuales y 
estratigráficos existentes de la zona estudiada. 
Referente a la parte de Sísmica, se llevará a cabo una interpretación de fallas y 
horizontes, aplicando atributos sísmicos que permiten generar mapas 
paleotopográficos que posteriormente serán utilizados para el Pilar Griding ; todo 
esto apoyado en los pozos del área de estudio y auxiliados con el software de 
interpretación (Petrel®). 
Con los Registros Geofísicos de Pozo (RGP) se realizará una interpretación 
auxiliados con el software Interactive Petrophysics® (IP), con esto se hará una 
evaluación petrofísica obteniendo información de las diferentes propiedades 
petrofísicas y así obtener un modelo petrofísico a escala de pozo. Con esto se podrá 
determinar una zona de interés petrolera en el área de estudio (zonas de paga). 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 20 
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 
 
1.1 Localización del área de estudio 
Geográficamente, el Golfo de México limita al norte con los Estados Unidos, al este 
con Cuba y al sur y oeste con la región continental de México. Se une con el 
Atlántico por el angosto Estrecho de Florida y con el Mar Caribe a través del Canal 
de Yucatán. La Cuenca del Golfo de México se caracteriza por ser un mega 
estructura de forma concéntrica y escalonada en los taludes, correspondiente a las 
llanuras Abisales de Sigsbee. Desde su origen la fisiografía del Golfo de México ha 
evolucionado y ha sido modificada por procesos geológicos a través del tiempo. 
 
Las provincias fisiográficas son sectores del Golfo de México que quedan 
delimitados debido a ciertos rasgos estructurales, tectono-sedimentarios y 
batimétricos del fondo marino. Diversos autores como Antoine (1972), Uchupi 
(1975) y Salvador (1987, 1991) han estudiado la fisiografía y batimetría del Golfo de 
México, con diferentes nomenclaturas. Una de ellas consiste en subdividir al Golfo 
de México en 8 provincias fisiográficas principales (Ver Ilustración 1): 
 
1. Plataforma de Yucatán-Campeche 
2. Salina de Campeche 
3. Plataforma y Talud Continental del Este de México 
4. Talud del Río Bravo o Grande 
5. Plataforma y Talud Continental de Texas-Louisiana 
6. Abanico del Río Mississippi 
7. Plataforma de Florida 
8. Llanuras Abisales de Sigsbee. 
 
 
 Ilustración 1 Mapa de las provincias fisiográficas del Golfo de 
México(Modificada de http://www.gulfbase.org/facts.php). 
. 
http://www.gulfbase.org/facts.php
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 21 
El campo Cloudspin se localiza en la porción Norte de Golfo de México, en los 
Estados de Louisiana y al Suroeste de Grand Isle Park. Se ubica costa fuera del 
Golfo de México, rodeada del Norte por los Estados de Florida, Alabama, Mississippi 
y Texas de los Estados Unidos de Norte América. 
 
1.2 Antecedentes Petroleros 
 
El Mioceno es el más importante intervalo productor en la Cuenca del Golfo de 
México, la recuperación del Mioceno fue cerca de 150 millones de pies cúbicos 
(TFC) de gas natural, 19 billones de barriles de aceite crudo, y 6 billones de barriles 
de gas natural licuado (NGL), para un total de 49 billones de barriles de petróleo 
equivalente (BOE). 
 
La mayoría de los descubrimientos de aceite y gas en el sureste de los Estados 
Unidos fueron hechos en tres distintas provincias geológicas.La cuenca de los 
Apalaches (extendida desde el Oeste de Nueva York a través del Noreste de 
Georgia y Alabama), la Planicie Costera del Golfo, y la Cuenca de Illinois. 
 
La Cuenca de los Apalaches fue el sitio en donde se realizó la primera exploración 
petrolera. Se perforaba alrededor de 12-15 metros para encontrar aceite, ya que el 
hidrocarburo se encontraba en capas muy someras. La primera producción de 
petróleo se dio en la ciudad de Wirt, localizada en el Centro Occidental del Oeste 
de Virginia, en 1860. Este fue sólo un año después del famoso pozo Drake de 
Titusville, Pennsylvania, comúnmente reconocido como el primer pozo exitoso 
propuesto para extraer petróleo. En el año 1900 esta fue conocida como la máxima 
región del primer gran boom de petróleo en América. El segundo boom petróleo 
comenzó con el descubrimiento de Spindletop en el año de 1901, localizado a lo 
largo del plano costero del Golfo de Texas. La Costa del Golfo en su parte sureste 
no se compara con la producción de la costa del Golfo de Louisiana y Texas en el 
Oeste, pero muestra algunas características similares como productor de petróleo. 
 
Las rocas de la Cuenca Apalaches se encuentran depositados en posición 
horizontal, varias de estas rocas sedimentarias están plegadas formando 
anticlinales y fallas, permitiendo atrapar el aceite y gas. El entrampamiento es más 
común en los anticlinales, además de que varias trampas estratigráficas se 
produjeron como resultado de los cuerpos de arena. El gran espesor tiene la limolita 
permite el entrampamiento de grandes cantidades de aceite y gas, aunque no todos 
los yacimientos son tan grandes. 
 
La región Sur-Centro de los Estados Unidos no es sólo la más prolífica en la 
producción de aceite, sino que también es un gran productor de aceite en todo el 
mundo. De acuerdo con la US Energía Información Administración, dos de los 5 
estados más importantes proveedores de reservas de petróleo (hasta el año 2001), 
Louisiana en el lugar número 7. 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 22 
1.3 Origen y Evolución Tectono-Estratigráfico del Golfo de México 
 
Triásico Superior - Jurásico Inferior.- Durante esta época (hace 227 Ma) se 
interpreta que la Placa de Norteamérica comenzó a separarse de las Placas de 
África y Sudamérica en un proceso de rifting durante la disgregación de Pangea. La 
disgregación causó la apertura del Mar de Tethys y dio origen a un proto-océano 
Atlántico y Golfo de México a partir del Jurásico (Van der Voo et al., 1976). Se 
crearon grabens con un desarrollo extensional y transtensional a lo largo del frente 
los cinturones Orogénicos Apalachianos y Alegenianos alrededor de la periferia del 
Golfo de México (Pindell y Dewey, 1982). Los grabens quedaron rellenos con lechos 
rojos continentales y material volcánico desde el Triásico Superior hasta el Jurásico 
Inferior. 
 
Jurásico Medio - Jurásico Superior.- En el Jurásico Medio cuando un brazo del 
rift se separó distensivamente y migró hacia el oeste, separando África y 
Sudamérica de Norteamérica. Durante esta separación el mecanismo que dio 
origen a la apertura del Golfo fue el desprendimiento del bloque de Yucatán (Pindell, 
2001). A finales del Jurásico Medio (Calloviano), ocurrió una significante atenuación 
de la corteza continental, produciendo levantamientos en el basamento, formando 
rifts en el norte del Golfo de México, con dirección de la extensión orientada hacia 
el noroeste-sureste. Con base a estudios sedimentológicos, paleontológicos y 
evidencia estructural se interpreta que durante esta época la existencia de un clima 
árido, prevalecieron condiciones favorables para la formación de grandes espesores 
de evaporitas que actualmente se ubican en el subsuelo del Golfo de México, en las 
provincias del norte y sur (Sal de Louann y Cuenca Salina del Golfo), (Ver Ilustración 
2). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ilustración 2 Distribución de las evaporitas durante la temprana apertura del Golfo de 
México durante Jurásico Medio, Calloviano (Stanley, 2002). 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 23 
1.4 Período Tectónico de Margen Pasivo. 
 
Jurásico Superior - Cretácico Inferior.- A principios del Jurásico Superior, hace 
160 Ma en el Oxfordiano Inferior, cuando la expansión cesó, formándose márgenes 
pasivos y subsidencia en la parte central del Golfo de México (Salvador, 1991). La 
subsidencia se debe primeramente al enfriamiento termal del piso oceánico y 
posteriormente a la carga litostática de depósitos de gran espesor provenientes del 
noroeste, norte y sur que se acumularon sobre las márgenes del Golfo. Así mismo, 
durante el Oxfordiano Medio, las condiciones de evaporación cesaron y se 
suspendió el depósito de evaporitas, prevaleciendo condiciones de mares 
semirestringidos y mares abiertos. La subsidencia relacionada con el enfriamiento 
de la corteza dio origen un rápido desarrollo de condiciones marinas, formando una 
plataforma somera o rampa en el límite de la corteza oceánica y la corteza 
transicional. Prevalecieron depósitos de sedimentos clásticos en aguas someras, 
convirtiéndose lateralmente a carbonatos de aguas profundas. Hubo extensas 
barras oolíticas en los bordes de plataforma (Salvador, 1991b; Winker y Buffler, 
1988; Williams-Rojas y Hurley, 2001) que en conjunto formaron asociaciones 
litológicas de bandas concéntricas muy bien definidas en los bordes del Golfo de 
México (Salvador, 1991b), condiciones que prevalecieron hasta finales del 
Kimmeridgiano. 
 
La sedimentación del Tithoniano se caracterizó por el depósito de delgados estratos 
de lutitas y carbonatos con un significativo aumento en el contenido de organismos. 
Fue en este entonces, cuando la proliferación de vida se vio favorecida, dando lugar 
al depósito de lutitas con alto contenido de materia orgánica y delgadas 
intercalaciones de carbonatos, que actualmente constituyen las rocas generadoras 
de la mayor parte de los yacimientos de hidrocarburos que existen en el Golfo de 
México. 
 
Cretácico Inferior.- Fue hasta el Valanginiano cuando el bloque de Yucatán 
alcanzo la posición que actualmente guarda con respecto a Norteamérica (Angeles 
Aquino et. al., 1987; Sawyer et al., 1991). El Golfo de México era una cuenca con 
márgenes estables donde el único efecto que la modificó, y que la sigue modificando 
actualmente, fue por subsidencia. (Ver Ilustración 3) la cual muestra un mapa de la 
paleobatimetría y el espesor de los depósitos, en donde se observan los mayores 
espesores en las plataformas de Yucatán y Florida. 
 
 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 24 
 
 
Ilustración 3 Mapa de la paleobatimetría y espesor de depósitos para el Cretácico Inferior en el Golfo de 
México. Las isopacas de mayor espesor corresponden al límite entre la corteza continental y transicional en 
las plataformas de Yucatán y Florida (Jakobsson et al). 
 
 
Cretácico Superior. - Un cambio importante durante el Turoniano fue en los 
patrones de sedimentación en el interior del Golfo de México, en donde se presentó 
un decremento en el aporte de sedimentos carbonatados en la parte occidental y 
noroccidental de la cuenca, mientras que en la parte meridional prevalecieron los 
depósitos de carbonatos casi hasta finales del Cretácico Superior. En general, a 
finales del Cretácico Superior el aporte de los sedimentos provino del noroeste, 
formando espesos paquetes de sedimentos que se depositaron en el interior de la 
cuenca. 
 
1.5 Período Tectónicode Compresión 
 
Un evento de vital importancia, en el marco tectónico-estructural que inició en el 
Cretácico Tardío fue el cambio que sufrieron las márgenes pasivas al convertirse en 
activas en el sur de México, debido a un cambio en el ángulo de subducción de las 
placas en la dirección del movimiento de la margen del Pacífico, dando como 
resultado los primeros efectos compresivos en el área. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 25 
Eoceno. - Durante esta época los efectos de la Placa de Farallón en la Margen del 
Pacífico continuaron actuando en la orogénesis Laramídica, que como 
consecuencia, los depósitos sedimentarios al interior de la cuenca siguieron siendo 
notorios en el oeste y noroeste. Los depocentros siguieron siendo los mismos que 
los del Paleoceno, pero los aportes y espesores de sedimentos fueron mayores 
durante el Eoceno. Los depósitos de mayor espesor se tuvieron en las cercanías 
del Río Bravo, Cuenca de Burgos y sur de Texas, donde alcanzaban espesores 
hasta de 4000 m. A partir del Eoceno Superior se empezaron a desarrollar grandes 
fallas lístricas normales asociadas a depocentros en las cuencas de antepaís. 
Debido al gran aporte sedimentario al interior de la cuenca, la sal y la arcilla de la 
parte meridional del Golfo de México, empezó a movilizarse formando una 
topografía en el piso oceánico con diapiros, lenguas, canopies y “salt rollers”. 
 
Oligoceno. - El aporte de sedimentos durante el Oligoceno al interior de la cuenca 
fue excesivamente mayor que los anteriores, particularmente en el norte y noroeste 
del Golfo, en donde los espesores llegaron a ser de hasta 6000 m. Un evento 
importante durante el Oligoceno fue la migración que tuvieron los distintos 
depocentros, desplazándose hacia el este, en dirección al centro de la cuenca. Esta 
migración se cree que fue causada por la influencia del levantamiento tectónico de 
la cuenca de drenaje del Río Mississippi y Río Bravo, con el consecuente descenso 
del nivel del mar; ocasionando una regresión regional y provocando el desarrollo de 
deltas en las márgenes continentales hacia el interior de la cuenca del Golfo de 
México (Galloway et al., 1991; Salvador, 1991c). 
 
Los mayores espesores de sedimentos se encuentran al sur y sureste de la costa 
de Texas y Louisiana, y en la cuenca de Veracruz con espesores de hasta 6000 y 
4000 m, respectivamente. Se interpreta que la migración de los depocentros es 
debido, a la reactivación del levantamiento de las Montañas Rocallosas, la Meseta 
de Colorado y los Apalaches (Galloway et al., 1991), que como consecuencia 
continuaron el movimiento de la margen continental y el desarrollo de cuerpos 
deltaicos hacia el interior de la cuenca. Durante el Pleistoceno continúo la migración 
de los depocentros hacia el este con depósitos provenientes del Río Mississippi, 
acumulándose más de 3000 m de espesor de sedimentos. 
 
Mioceno.- Se interpreta que la migración de los depocentros es debido, a la 
reactivación del levantamiento de las Montañas Rocallosas, la Meseta de Colorado 
y los Apalaches (Galloway et al., 1991), que como consecuencia continuaron el 
movimiento de la margen continental y el desarrollo de cuerpos deltaicos hacia el 
interior de la cuenca. El aporte de sedimentos a la cuenca fue menor comparado 
con los espesores de sedimentos del Paleoceno y Eoceno. 
 
Plioceno-Pleistoceno. - Durante el Plioceno hubo cambios bruscos en la 
fluctuación del nivel del mar que controlaron los depósitos en las costas de Texas. 
Ocurrió una regresión haciendo que los depósitos deltaicos progradaran y, a su vez, 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 26 
formaran abanicos submarinos en la parte proximal del talud, en el norte del Golfo 
de México. 
 
Pleistoceno. - Se interpreta que, en el este de México, la sedimentación al interior 
del Golfo de México quedó suspendida debido a que cesó el levantamiento del 
Bloque de Chiapas y por el poco movimiento tectónico en la Sierra Madre Oriental. 
Finalmente, la cuenca del Golfo de México quedó influenciada por las glaciaciones, 
caracterizadas por el depósito cíclico de sedimentos. 
 
1.6 Estratigrafía 
 
Se presenta una descripción estratigráfica regional del Terciario de Louisiana, al 
cual pertenecen los horizontes Dallas, Houston Base y Paris (Ver Ilustración 4): 
 
• Formación Midway: Secuencia de areniscas (litarenitas) intercaladas con 
lutita de edad Paleoceno Inferior. 
 
• Formación Wilcox: Consiste en una deposición rítmica de arenisca micacífera 
con estratificación cruzada y lutita. En la parte media contiene horizontes de 
yeso y caliza con textura de boudstone de edad Paleoceno. 
 
• Formación Claiborne: Secuencia de arenisca y lodolita (mudstone) 
depositado en un delta de ambiente marino somero, esta formación es de Edad 
Eoceno Medio. 
 
• Grupo Jackson: En el Eoceno Superior se inicia un ciclo transgresivo-
regresivo, que se distingue por las tres unidades que constituyen al Grupo 
Jackson (Inferior, Medio y Superior). A la secuencia sedimentaria de ambientes 
someros depositados en la etapa inicial transgresiva del ciclo, se define como: 
Formación Jackson Inferior. A la secuencia sedimentaria precedente, regresivo 
progradante del ciclo correspondiente a una sección areno-arcillosa de 
ambientes mixtos e internos, se les designa como: Formación Jackson Medio, 
y a todos los sedimentos equivalentes, de plataforma media a externa/batial 
superior, representados por una secuencia marina predominante arcillosa, con 
aislados y delgados cuerpos arenosos intercalados, se le define como 
Formación Jackson Superior. También en esta etapa se emplazaron cuerpos 
intrusivos de composición diorítica y otro sienítico. 
 
• Formación Vicksburg: Se encuentra sobre yaciendo a la Formación Jackson, 
esta formación es de edad Oligoceno y se compone por una alternancia de 
arenisca y lutita (su relación varía de acuerdo a su ambiente de depósito), con 
horizontes de piroclastos finos. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 27 
Ilustración 4 Columna Estratigráfica (API, 2009). 
• Formación Catahoula: Formada por arenisca y lutita de estratos delgados, 
presenta algunos horizontes laminares de material tobáceo y depósitos de 
uranio de edad Oligoceno. El ambiente de esta formación es continental-mixto. 
 
• Formación Fleming: Incluye arenisca y caliza (mudstone) del Mioceno 
depositado principalmente por los ríos, con un componente substancial de 
material derivado de ceniza volcánica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.7 Entrampamiento 
 
El entrampamiento de los hidrocarburos del Bloque Cloudspin se da principalmente 
en los horizontes Caracas, Dallas, Houston, Kobe y París; los cuales a cause de la 
época geológica que registran pertenecen a la época del Paleoceno superior el cual 
corresponde principalmente a la era Cenozoica que va del Paleoceno Inferior hasta 
el Pleistoceno, lo que nos indica que dichos horizontes son relativamente jóvenes 
geológicamente hablando a la hora de posicionarlos en la tabla estratigráfica. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 28 
Dallas (Plioceno-Pleistoceno) 
Constituido principalmente de lutita arenosa en su base y cima, además de arena 
arcillosa en su parte media donde se alcanzan grandes volúmenes; los estratos 
medios se encuentran intercaladoscon lutitas arenosas. 
 
Houston (Plioceno-Pleistoceno) 
Constituido principalmente de arena arcillosa, tomando en cuenta que su espesor 
es muy delgado debido probablemente a los efectos sedimentológicos en el mismo. 
 
París (Oligoceno-Mioceno) 
Está constituido de lutita arenosa en su base y cima, además de arena arcillosa que 
en comparación con la cantidad de los horizontes superiores es mínima, notándose 
que es mayor la cantidad de lutita arenosa en todo el horizonte. 
 
1.8 Sistema Petrolero 
 
1.8.1 Roca Generadora 
 
La mayoría de hidrocarburos de los reservorios de aguas profundas del Pleistoceno 
vienen dados desde clastos de granos muy finos y con distancias no tan largas en 
sus trayectorias de migración. La roca generadora (Ver Ilustración 5) corresponde 
a lutitas pertenecientes a la Formación Wilcox del Paleoceno, la roca presenta 
buenas características de roca generadora con un contenido considerable de 
materia orgánica, con rangos de carbono orgánico entre el 13 y 43% y un índice de 
potencial generador moderado. Muchas de las trampas han sido formadas durante 
el Plioceno-Pleistoceno; y generación-migración-acumulación de los hidrocarburos 
se ha dado durante el Cretácico Tardío hasta el Reciente (Ver Ilustración 6). 
 
1.8.2 Roca Almacenadora 
 
Las rocas almacenadoras de acuerdo con las litofacies generadas mediante el 
análisis e interpretación de las propiedades petrofísicas corresponden a arenas 
arcillosas, las cuales presentan buenos valores de porosidad y permeabilidad. Las 
formaciones que corresponden con las rocas almacén son: Midway, Wilcox, 
Claiborne, Jackson y Vicksburg. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 29 
1.8.3 Roca Sello 
 
 Las rocas sello son impermeables evitando así la migración del petróleo por lo tanto 
lo entrampan evitando que su flujo continúe, las rocas con esta característica 
presentes en esta área corresponden a la acumulación de lutitas con ligeras 
intercalaciones de arenas. 
 
Ilustración 5 Sistema Petrolero (B, 2007). 
 
Ilustración 6 Gráfica de sincronización de los elementos de los sistemas petroleros en del Cinturón Plegado 
Perdido. (Jaime Patino, M. Antonio Rodríguez, Edilberto Román, Joel Lara y Alberto R. Gómez, 2001). 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 30 
CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO 
 
2.1 Sísmica 
 
Los métodos sísmicos constituyen el conjunto de pruebas que se realizan a un 
terreno para la determinación de la profundidad y posición de los estratos, así como 
estructuras geológicas. Consiste en la generación de energía acústicas producida 
por una fuente, que se propaga a través de las diferentes capas del subsuelo, para 
luego realizar una medición de tiempo transcurrido durante su propagación, es decir, 
desde que la onda es generada por la fuente hasta que es captada por los sensores 
en la superficie. 
 
El objetivo de los métodos sísmicos es, el reconstruir la disposición de las rocas en 
el subsuelo (estructura) y sus características físicas a partir de la información 
grabada, esto es, los tiempos de recorrido, las amplitudes, cambios de fase y 
frecuencia, etcétera. 
 
Existen dos métodos basados en este principio: sísmica de reflexión y sísmica de 
refracción. 
 
2.1.1 Sísmica de reflexión 
 
Cuando una fuente emite una señal a través del subsuelo parte de esta energía es 
reflejada en la interfaz de cada capa, volviendo a la superficie donde es captada por 
un receptor, el cual registra dicha señal como ondas con amplitudes que varían con 
el tiempo y que a través del procesamiento son convertidas en una imagen de 
reflectores. 
 
Es el único método de prospección que permite la recolección de datos detallados 
del subsuelo, para el estudio y reconstrucción de las estructuras geológicas 
económicamente interesantes para el sistema petrolero. 
 
2.1.2 Atributos Sísmicos 
 
Los atributos sísmicos se definen como cualquier información que pueda ser 
extraída de un levantamiento sísmico, o como el resultado del uso de diversas 
operaciones matemáticas realizadas a las trazas sísmicas. Pueden estar asociados 
a cambios estructurales y estratigráficos. 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 31 
2.1.2.1 Structural Smoothing 
 
Se puede utilizar para iluminar puntos planos en el volumen sísmico. Mediante la 
ejecución de la operación de alisado sin Dip rector, las funciones horizontales como 
los contactos de fluidos se pueden destacar. Es una operación extremadamente 
valiosa para ejecutar antes de auto-seguimiento, ya que puede estabilizar los 
resultados. Los resultados podrían encajarse de nuevo a los datos originales, o se 
utilizan como una interpretación uniforme de las superficies regionales. 
 
2.1.2.2 Coseno de la fase 
 
El coseno de la fase instantánea, también conocido como “Amplitud Normalizada”, 
puede ayudar a mejorar la definición de las delineaciones estructurales. Coseno de 
la fase es de uso general para guiar la interpretación en áreas mal resueltas en 
amplitud o para mejorar la definición de la delimitación estructural. Se utiliza junto 
con la fase instantánea para la comparación. 
 
2.1.3.3 Varianza 
 
El atributo de la varianza ayuda a identificar las fallas como si se vieran en planta; y 
si la desplegamos con una in-line y x-line podremos seguir la falla en profundidad a 
través de cada uno de los planos que creemos de la varianza. 
 
 
2.2 Registros Geofísicos 
 
Un registro geofísico es una representación gráfica de las propiedades físicas en 
profundidad. 
 
2.2.1 Registro Geofísico de Pozo 
 
Son técnicas geofísicas in situ, que se realizan en las operaciones petroleras para 
obtener una mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo, 
tales como: cantidad de petróleo, saturación de agua en formación, resistividad de 
las rocas, porosidad de las rocas, etc. 
 
Los registros geofísicos son un muestreo eléctrico de los pozos. El registro geofísico 
de pozos, consiste en una serie de mediciones, obtenidas por una sonda con varios 
sensores o antenas trasmisoras y receptoras que se introducen en una perforación, 
para determinar las curvas de cada parámetro que se desea conocer. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 32 
Ilustración 7 Toma de Registros Geofísicos (Baker Atlas, 2001). 
2.2.2 Toma de Registros 
 
Los registros se toman por medio de herramientas que se bajan en el pozo y 
conforme van bajando van tomando el tipo de registros especificado, algunos 
registros se toman en pozo entubado y otros en pozo sin entubar. 
 
Los dispositivos que registran las diferentes propiedades se bajan dentro del pozo 
para tener datos puntuales que son graficados y se despliegan como registros 
geofísicos. (Ver Ilustración 7). 
 
 
 
 
 
 
2.2.3 Clasificación de Registros Geofísicos 
 
De acuerdo con la propiedad física con la que operan, los registros geofísicos de 
pozos se dividen en: 
 
*Eléctricos. 
*Radioactivos. 
*Acústicos. 
*Térmicos. 
*Mecánicos. 
 
Por la propiedad física que detectan los registros geofísicos de pozos, de una 
manera directa o indirecta: 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque5 del Campo Cloudspin 
 
 33 
*Resistivos 
*De porosidad 
*Mecánicos 
 
2.2.3.1 Resolución de los registros geofísicos 
 
La resolución de los registros geofísicos es de dos tipos: 
 
1) Horizontal: Se refiere a la profundidad de investigación, que es la distancia 
horizontal dentro de la formación en donde mide las características de la roca, 
siendo máxima cuando la distancia entre el emisor-receptor sea máxima. 
 
 
2) Vertical: Depende del número de mediciones realizadas por la herramienta en 
profundidad, es decir, a mayores mediciones realizadas en un intervalo de 
profundidad, mayor resolución vertical tiene la herramienta, permitiendo identificar 
capas más delgadas en las unidades geológicas. (Ver Ilustración 8). 
 
 
Ilustración 8 Profundidad de Investigación – Resolución de RGP (Toby Darling, 2005) 
. 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 34 
2.2.4 Herramientas y Registros Geofísicos 
 
Calibrado (caliper) y Temperatura 
 
 
 
 
Ilustración 9 Herramienta Caliper (Baker Atlas, 2001). 
 
En la Ilustración 9 se muestra un registro de caliper el cual nos indica la geometría 
del pozo, y también la herramienta que se utiliza para tomar el registro. 
 
Aplicaciones del caliper: 
 
*Condición del pozo – diámetro y forma (rugosidad/washout, etc.) 
*Espesor del enjarre 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 35 
*Como entrada para correcciones por pozo de los algoritmos de las herramientas 
de registros. 
*Cálculo del volumen del pozo (IHV) y de volumen de cemento (ICV). 
 
• Registro de potencial natural (SP) 
 
 
Ilustración 10 Registro Potencial Natural (SP) (Baker Atlas, 2001). 
 
 
 
Tabla 1 Muestra las características y funcionamiento del registro SP 
 
Las medidas del SP son en milivolts. Con el registro de SP se pueden determinar 
zonas de permeabilidad (ver Ilustración 10). El registro de SP también sirve para 
calcular el volumen de arcilla(VCL) así también, infeirir culitativamente identificar 
zonas sucias por la precencia de arcilla ya sea laminar, estructural o dispersa (ver 
Tabla 1). 
 
 
 
• El SP está medido en Milivolts, mV. 
• La escala en el registro muestra una cantidad de mV por división, por 
ejemplo, 20 mV / división. esto da un total para la pista de 200mV. 
• La escala a través de la pista es variable y depende de las condiciones 
en el pozo. 
• La escala se establece durante el registro para tener la curva SP en la 
pista sobre la zona de interés y la mayor parte del resto del registro 
como sea posible. 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 36 
• Registros eléctricos/Electromagnéticos 
 
 
 
Ilustración 11 Registros Eléctricos (Toby Darling, 2005). 
 
 
En la Ilustración 11 se muestra un registro Eléctrico que contiene las curvas MSFL, 
LLS y LLD. Con las herramientas resistivas podemos determinar Rt, Rxo y Rw y de 
esa manera identificar qué tipo de fluido existe en la formación. 
 
Las herramientas consisten en un arreglo de electrodos en un patín, que generan 
cargas eléctricas en los electrodos generadores y se disparan a través del fluido 
conductor (Solo funciona con lodo base agua) las cargas eléctricas viajan a través 
del fluido y los receptores los captan para así mandar la información y determinar el 
tipo de fluido y en algunas ocasiones litologías. (Ver Ilustración 12). 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 37 
 
 
 
 
 
Ilustración 12 Herramientas Resistivas (Baker Atlas, 2001). 
 
 
 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 38 
• Registros de Rayos Gama (GR) 
 
El registro de rayos gama (GR) mide el número de rayos gama presentes en el pozo. 
 
 
 
Ilustración 13 Respuesta Típica del Registro de Rayos Gamma Naturales (Toby Darling, 2005). 
 
Con el registro de rayos gama podemos calcular Ish y Vcl. En formaciones 
sedimentarias el registro GR refleja el contenido de arcilla. Esto es debido a que 
éstas tienden a concentrar elementos radioactivos causando altas lecturas de GR 
(Ver Ilustración 13). 
 
En Areniscas y calizas usualmente tienen bajos niveles de radioactividad. 
 
• Registros de Densidad 
 
 
 
Ilustración 14 Herramienta de Medición de Densidad (Toby Darling, 2005). 
 
En la Ilustración 14 se muestra la herramineta utilizada para realizar el registro de 
densidad. Con los registros de densidad podemos determinar la litología y 
porosidad. 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 39 
• Registro de Neutrones 
 
 
 
Ilustración 15 Toma de Registro de Neutrones (Jonathan Bellarby, 2009). 
 
En la Ilustración 15 se muestra el funcionamiento y la herramienta para los 
registros de Densidad de Neutrones. Con este registro se puede determinar la 
porosidad. 
 
• Registro Sónico 
 
 
 
Ilustración 16 Herramienta Sónico Compensado (Jonathan Bellarby, 2009). 
 
Con el registro sónico se puede determinar la porosidad e identificar litologías. 
La herramienta sónica cuenta con bobinas generadoras y receptoras que miden el 
tiempo de tránsito en la formación (Ver Ilustración 16). 
 
 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 40 
2.3 Petrofísica 
 
La petrofísica se encarga de caracterizar las propiedades físicas y texturales de las 
rocas, especialmente la distribución de poros, que sirven de depósitos para 
acumulación de hidrocarburo, y que permiten considerarlas como posibles 
prospectos para la explotación. 
 
 
2.3.1 Porosidad 
 
Es una propiedad volumétrica fundamental de las rocas, describe el potencial de 
almacenamiento de fluidos (Agua, Gas, Aceite) e influye más en las propiedades 
físicas de las rocas. 
 
“Porosidad es la fracción de volumen volumétrico que ocupa en la roca el 
espaciamiento entre poros” (Jorden & Campbell, 1984). 
 
Una de las propiedades petrofìsicas más importantes de la roca es la porosidad, es 
una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos. Se define 
como la relación que existe entre el espacio disponible para almacenamiento en la 
roca y el volumen total de la roca. (Ver Ilustración 17). 
 
 
 
 
Ilustración 17 Representación Conceptual de Porosidad (Dandekar, 2006). 
La expresión matemática que define a la porosidad es la siguiente: 
 
 Φ= Vpt/Vr (Ec. 2.1) 
 
Donde Φ representa a la porosidad absoluta, Vpt es el volumen de poros total y Vr 
es el volumen de roca. 
 
La porosidad es un parámetro adimensional, que se expresa en fracción o en 
porcentaje. 
 
 Instituto Politécnico Nacional – ESIA U. Ticomán 
Análisis Petrosísmico 3D de las formaciones Dallas, Houston Base y París Bloque 
5 del Campo Cloudspin 
 
 41 
2.3.1.1 Tipos de Porosidad 
 
*Porosidad Absoluta 
 
La porosidad absoluta o total (Φa) se puede definir como