Caracterización de Zonas Dolomitizadas Mediante Inversión Sísmica Simultanea en Rocas Carbonatadas del Mesozoico

Efectos de la Dolomitización en Atributos de Inversión Simultánea. Carbonatos Profundos, SO Golfo de México.

Rómulo Guédez Chacón (Emerson), Raúl Hernández Vela (PEMEX), José Roberto Torres Posadas (Emerson), Liliana López Arredondo (Emerson)

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aguas territoriales del Golfo de México, que tiene el yacimiento

Cretácico (BKS), como principal productor. Es uno de los campos más importantes en la Región Marina de Pemex por las altas tasas mostradas, considerándose en la actualidad un campo maduro. Con el objetivo de definir las mejores zonas con calidad de roca almacén y reducir el riesgo geológico, se llevó a cabo un estudio de inversión sísmica simultánea. La metodología inició con el acondicionamiento del dato sísmico pre-apilado (gathers), en paralelo se utilizó información de registros geofísicos (velocidad de ondas P y onda S, así como el registro de densidad), con la finalidad de calcular los parámetros elásticos y correlacionarlos con las propiedades petrofísicas de cada pozo para el yacimiento BKS. El modelo de baja frecuencia aportó este componente ausente en la traza sísmica, y se utilizó como una condición de contorno para los volúmenes elásticos estimados. Los parámetros elásticos más representativos fueron la Impedancia P (Ip), Lambda-Rho ( ), MuRho ( ) y Vp/Vs. Mediante procesos de aprendizaje automático (machine learning), se obtuvieron registros de electrofacies, se generaron volúmenes de probabilidad de facies y volumen de facies a nivel del yacimiento BKs, a partir de la respuesta de los atributos elásticos resultantes de la inversión sísmica (algoritmo PMLI), donde se discriminó exitosamente las diferentes respuestas elásticas entre la zona A-Centro (Electrofacie definida en este estudio: Brecha Dolomitizada) y A-H (Electrofacie definida en este estudio: Brecha de clastos).

Introducción

Hoy en día, los grupos multidisciplinarios que se desarrollan en los activos de producción de la zona marina, han experimentado retos en proponer la ubicación de nuevas oportunidades en áreas donde se tengan las mejores propiedades de la roca almacén.

Artículo presentado

Resumen

El presente trabajo se desarrolló en el campo “A” localizado en

en el CMP / 2019

Las áreas de oportunidad que actualmente están bajo el esquema de explotación en los campos de la zona marina, corresponden a estructuras complejas desarrolladas en carbonatos naturalmente fracturados del Mesozoico, en ambientes de bancos oolíticos y afectados por tectonismo salino, aportando la mayor producción de hidrocarburos al país.

Para sustentar la caracterización estática de cada yacimiento, los especialistas en geociencias deberán considerar la integración geológica, petrofísica, sísmica pre-apilada, atributos geofísicos y estudios especiales, por ejemplo, una Inversión sísmica elástica, cuyo objetivo principal es el soporte técnico para mitigar el riesgo geológico a través de la identificación de áreas, cuya respuesta elástica corresponda a las mejores zonas con características de roca almacén, maximizar la producción y recuperación de hidrocarburos.

Parte de los insumos empleados fueron datos sísmicos preapilados (gathers), registros geofísicos de velocidad de onda P, velocidad de onda S y densidad. Estos registros serán necesarios para calcular los parámetros elásticos de la roca, con el propósito de poder correlacionar su respuesta con la información petrofísica del yacimiento y las facies geológicas que representen la mejor calidad de roca almacén. La relación que conlleva este tipo de estudio con cada una de las especialidades técnicas cae en la necesidad de trabajar y lograr una correlación a diferentes escalas de estudio.

Plano de ubicación

El campo “A” se encuentra situado en aguas territoriales de la plataforma continental del Golfo de México, ubicado en la provincia geológica Pilar de Akal con un tirante de agua de 50 metros. El área del proyecto (polígono rojo de la figura 1), corresponde a 310 km² y se trabajó bajo el sistema de coordenadas geográficas WGS-84.

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Figura 1.-Ubicación del Campo “A”.

Metodología

Una vez definida el área de trabajo, se inició con el acondicionamiento del dato sísmico pre-apilado (gathers) correspondientes a un levantamiento sísmico 3D ubicado en el área de estudio. Esta adecuación tiene como fin aumentar la relación señal/ruido. Luego de acondicionado el dato sísmico, se generaron tres (3) volúmenes de apilados parciales de ángulos cercanos (0- 10°), medio (10-20°) y lejano (20-30°), lo cual se corroboró a través de la generación del atributo sísmico pre-apilado: ángulo de incidencia; El objetivo es obtener la ondícula global a partir de la calibración multipozo y multivolumen (apilados parciales), utilizadas como dato de entrada para la inversión sísmica simultánea, como se muestra a continuación (figura 2):

Figura 2.- Extracción de la ondícula global multipozo y multivolumen (apilado parcial de ángulo cercano (0- 10°), medio (10-20°) y lejano (20-30°)).

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El análisis de señal de la información sísmica realizado en los niveles de interes, figura 3, prueba que el contenido de frecuencias del dato sísmico se encuentra entre los 7 – 23 Hz, con una frecuencia dominante de 10 Hz. El contenido de bajas frecuencias ausente del dato sísmico se encuentra en el rango de 0 – 10 Hz, por lo tanto, se aplicó un filtro paso-bajo en este rango de bajas frecuencias sobre las curvas de Impedancia-P, Impedancia-S y Densidad (figura 4).

Figura 3.- Espectro de frecuencias dominantes a nivel del Mesozoico sobre la línea sísmica 585 en dirección NW-SE.

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Figura 4. Pozo A-212A. De izquierda a derecha: comparación de las curvas de Densidad, Impedancia P, e Impedancia S aplicando el filtro paso bajo de 0-10 Hz con las curvas originales.

Los volúmenes resultantes de los modelos de bajas frecuencias tienen dos usos principales. En primer lugar, pueden “parecer más cercanos a la geología” que los datos sísmicos de reflectividad tradicionales, y permiten un mejor entendimiento de las propiedades del subsuelo con otras disciplinas (ingeniería de yacimientos, perforación). También, el dato sísmico invertido puede ser directamente calibrado con propiedades de la roca yacimiento tales como porosidad. Sin embargo, ambos beneficios pueden ser disminuidos si las bajas frecuencias están ausentes de la información sísmica.

El modelo de baja frecuencia es un aspecto importante para la obtención de propiedades de roca absoluta. Las bajas frecuencias son la información base, o de fondo, del dato y las altas frecuencias son los detalles del dato que ajustan por sí mismos con el modelo de fondo. La información de bajas frecuencias puede ser considerada como la tendencia media del dato y las frecuencias más altas son la desviación a partir de esta tendencia promedio.

El modelo geológico estructural 3D fue construido con la finalidad de proporcionar una componente geológico-estructural al modelo de baja frecuencia, utilizando la información resultante de la interpretación sísmica. El modelo estructural define el esquema estratigráfico y de capas del área de estudio. Este se realiza en el dominio de tiempo, por lo tanto, es importante contar con una correcta calibración sísmica-pozo de los pozos a incluir en la generación del modelo de bajas frecuencias (figura 3).

El modelo estructural 3D en tiempo proporciona el marco geológico necesario para la generación de los modelos de baja frecuencia, tomando en cuenta toda la complejidad del área de estudio, sin asumir ningún tipo de simplificaciones del marco estructural. Los resultados del modelo de baja frecuencia (propiedades elásticas Impedancia P, Impedancia S y propiedad petrofísica Densidad), serán obtenidos preservando toda la complejidad del área, plasmada durante la etapa de interpretación sísmica. A continuación, figura 5, se muestra una vista en tres dimensiones del modelo de baja frecuencia obtenido para la propiedad de Impedancia P.

Figura 5. Vista en tres dimensiones (3D) del modelo de baja frecuencia de la propiedad Impedancia P. Nótese la preservación de la complejidad estructural del área de estudio.

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Análisis de gráficos cruzados en la discriminación de las propiedades del Cretácico

El estudio de física de rocas se realizó con la finalidad de determinar, a escala de registros, la posible discriminación de propiedades petrofísicas y litológicas. El análisis de los gráficos cruzados se lleva a cabo con la finalidad de caracterizar las diferentes respuestas elásticas en los pozos asociados, con zonas de calidad de roca almacén, principalmente a nivel de la Brecha del Cretácico Superior (BKs) del campo A. Se consideraron la porosidad, volumen de arcilla, mineralogía y litología. Los gráficos cruzados que permitieron una mejor discriminación litológica, y un mejor entendimiento del comportamiento de las propiedades elásticas correlacionadas con propiedades petrofísicas/litológicas, asociadas con calidad de roca almacén, fueron:

1. Radio Vp/Vs contra Impedancia P (Ip). 2. Lambda*Rho ( ) contra Mu*Rho ( ). 3. Lambda*Rho/Mu*Rho ( ) vs. Lambda*Rho ( ).

Un aspecto central en la caracterización sísmica de carbonatos es el entendimiento del efecto de la porosidad en los módulos elásticos y las velocidades de ondas sísmicas (Sayers, C. M., 2008). La figura 6 muestra la relación inversamente proporcional entre la porosidad y la impedancia P, coloreado con la propiedad Interval, o subunidad (pozo K-101A). Se analizó el comportamiento elástico de las muestras discriminándose por cada una de las subunidades que conforman la secuencia estratigráfica de interés. Las muestras pertenecientes a la Brecha (BKs) se encuentran coloreadas de verde claro, donde se tienen en general las muestras con mayores valores de porosidad total (> 10%) y menor Impedancia P (< 13000 m/s*g/cm 3 ).

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Figura 6. Gráfico Cruzado Impedancia P vs. Porosidad Total, a nivel de Cretácico, considerando muestras del pozo K-101A, discretizada por subunidad. Se define la relación inversa entre las zonas de altas porosidades y los valores de impedancia P.

Con el fin de caracterizar de forma robusta el yacimiento objetivo, se realizaron gráficos de Lambda*Rho ( ) contra Mu*Rho ( ), junto con la información petrofísica del pozo: porosidad total y contenido mineralógico (figura 7).

El término λ es sensible al fluido contenido en el poro, mientras que el término μ es sensible a la matriz de la roca (Goodway et al., 1997). La efectividad de los gráficos cruzados Lambda*Rho ( ) y Mu*Rho ( ), se basa en que es, en primer lugar, sensible a la litología, porosidad y contenido de fluidos, mientras que es primeramente sensible a litología (Contreras y Torres-Verdín, 2004).

Figura 7. Gráfico cruzado Mu-Rho ( ) contra Lambda-Rho ( ), coloreado con tres propiedades distintas, las cuáles son de izquierda a derecha: 1) Propiedad Well, donde las muestras de color amarillo son del pozo A-21, ubicado en A Centro y las de color Fucsia pertenecen al pozo K-101A, ubicado en la zona A-H. El segundo gráfico, representa igualmente Mu-Rho contra Lambda-Rho, coloreado con la propiedad generada durante la evaluación volumétrica: volumen de dolomía, donde los colores claros indican mayor contenido de dolomía: Por último, el tercer gráfico al extremo derecho se encuentra coloreado con la propiedad mineralógica: volumen de caliza, donde las muestras con mayor contenido de caliza están representadas por los colores claros.

En la figura 7 se observa la utilidad del análisis de gráficos cruzados en el dominio de las Impedancias de Lamé: Lambda-Rho ( ) y MuRho ( ). Mu*Rho ( ) está asociado a la rigidez de la roca. En el eje horizontal (Lambda-Rho), es posible observar la separación de las muestras de acuerdo con la ubicación de las mismas en la zona de estudio: para A-Centro (muestras amarillas) se observa una tendencia de las mismas agrupadas a la izquierda (donde se tienen los menores valores de la propiedad elástica Lambda-Rho), mientras que las muestras representativas del bloque A-H (color fucsia), forman otra población claramente orientada en su mayor parte a la derecha del eje X (altos valores de Lambda-Rho). Si se lleva a cabo un análisis más detallado de los dos conjuntos o nubes de puntos y se toma en cuenta la información proveniente de la evaluación volumétrica o contenido mineralógico, es posible observar que las muestras agrupadas hacia la izquierda del eje representativo de Lambda-Rho (eje X), tienen mayor contenido de dolomía, característico del yacimiento BKs en el campo A-Centro, mientras que aquellas muestras con mayor contenido de caliza se encuentran claramente referenciadas hacia la derecha del gráfico: valores relativamente altos de Lambda-Rho ( ). El análisis realizado muestra cómo las denominadas Impedancias de Lamé: y , son de gran utilidad para lograr discriminar el rango de respuestas elásticas diferentes entre las zonas A Centro y A-H a nivel del Cretácico, donde se interpreta que dicho cambio en la respuesta elástica, principalmente en Lambda-Rho (eje X), obedece a los cambios litológicos observados entre la zona A-Centro (mayormente dolomitizada) y A-H (mayormente contenido de calizas limpias).

A través del gráfico cruzado de Radio Vp/Vs contra Impedancia P también es posible distinguir y caracterizar el rango de respuestas elásticas diferentes para pozos ubicados en A-Centro y A-H (figura 8), en el dominio de los atributos elásticos mencionados. Por lo tanto, el radio Vp/Vs se constituye en otro parámetro elástico de referencia para la caracterización sísmica de la Brecha en la zona de estudio, obteniéndose una clara diferencia entre las muestras de

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una zona respecto a la otra, a través de dos nubes de puntos representativas de dos poblaciones o agrupamientos distintos, desde el punto de vista de las respuestas elásticas y su asociación con variaciones en la calidad de roca almacén en el área de estudio.

Figura 8. Comparación de comportamientos elásticos en muestras de pozos representativos de bloques A-H (K101A: color fucsia) y A Centro (A-21: Color amarillo) a nivel del yacimiento BKs.

Continuando con el análisis del gráfico cruzado de la propiedad Vp/Vs contra Impedancia P, se llevó a cabo la generación de este gráfico cruzado coloreado con las propiedades mineralógicas, proveniente de la evaluación volumétrica: Volumen de Caliza y Volumen de Dolomía. Se observa claramente, figura 9, la separación de las respuestas entre las muestras ubicadas en la brecha con mayor contenido de dolomía (Vp/Vs: 1.6 – 1.8; Impedancia P: 8000 – 12000 m/s * g/cm 3 ) versus la de mayor contenido de caliza (Vp/Vs: 1.95 – 2.2; Impedancia P: 12000 – 16000 m/s * g/cm 3 ).

Figura 9. Comparación de comportamientos elásticos en muestras tomadas de pozos representativos de los bloques A-H (K-101A) y A Centro (A-21) a nivel del yacimiento BKs. Del lado izquierdo se tienen las muestras coloreadas con la propiedad volumen de caliza, donde los mayores valores de dicha propiedad (colores claros) se encuentran alineados en la parte superior derecha del gráfico (altos valores de Vp/Vs e Impedancia P). Del lado derecho, se tiene el mismo gráfico cruzado, tomando en cuenta el volumen de dolomía, donde las muestras con mayor contenido, color claro, se localizan visiblemente en la parte inferior derecha del gráfico cruzado (bajos valores de Vp/Vs e Impedancia P). Esto es indicativo de que la combinación de ambas propiedades elásticas es una herramienta útil para la discriminación del comportamiento elástico entre la zona mayormente dolomitizada y la zona con contenido de calizas limpias a nivel de BKs

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La figura 10 nuevamente muestra el gráfico la propiedad elástica Vp/Vs (eje Y) contra Impedancia P (eje X), coloreada con la propiedad petrofísica Porosidad Total (PHIT). Los mayores valores de porosidad total se tienen en un rango de Vp/Vs de 1.6-1.9 e Impedancia P entre 8000 – 12000 m/s*g/cm3. Se realizó un polígono de discriminación (highlight 2) en este rango de valores.

Figura 10. Izquierda: Gráfico cruzado Vp/Vs contra Impedancia P, coloreado con la propiedad PHIT (Porosidad Total). Derecha: El mismo gráfico cruzado con el polígono de discriminación encerrando las muestras con mayores valores de Porosidad Total.

Figura 11. Formato de visualización de registros (Template) para tres pozos ubicados dentro del área de estudio a nivel de la secuencia Cretácico, resaltando en fucsia los intervalos obtenidos a partir de la muestra realizada del crossplot (gráfico cruzado), Vp/Vs contra Impedancia P. El pozo A-21 (parte superior izquierda), muestra el mayor espesor resaltado, a partir de la discriminación de las respuestas elásticas realizada previamente, este se corresponde con una zona mayormente dolomitizada en todo el intervalo productor.

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De acuerdo con lo anterior, es posible interpretar que el rasgo geológico que se encuentra principalmente asociado a las diferentes respuestas elásticas obtenidas y analizadas en el yacimiento de interés es la litología; ya que se observa una clara separación entre las respuestas elásticas de las muestras pertenecientes a la zona con mayor contenido de dolomía (A-Centro) de la zona con mayor contenido de brecha con calizas limpias y baja porosidad (A-H).

Inversión Sísmica Simultánea. Algoritmo Prestack Maximum Likelihood Inversion (PMLI)

La inversión sísmica PMLI es una técnica de inversión sísmica simultánea Full Pre-Stack, debido a que los datos sísmicos son simultáneamente invertidos en volúmenes de propiedades elásticas (Ip, Is, , Vp/Vs, Radio de Poisson, Lambda*Rho y Mu*Rho), lo que proporciona, dependiendo de las características del área a caracterizar, mayores posibilidades de estimar distribución litológica, porosidad y saturación de hidrocarburo (Filippova et al., 2011). Es un proceso iterativo, basado en modelo (Model Based). La inversión basada en modelo implica para su realización la generación de un modelo de impedancia inicial, mismo que es perturbado hasta que la diferencia entre la información sísmica observada y un conjunto de datos sísmicos sintéticos generados usando el modelo de impedancia perturbado sea mínima (Di Luca, M., 2016).

Los volúmenes elásticos generados a partir de la inversión sísmica fueron la Impedancia P, Impedancia S, Vp/Vs, radio de Poisson, Lambda*Rho y Mu*Rho. Las figuras 12 y 13 resaltan de manera cuantitativa el cambio lateral en la respuesta de las propiedades elásticas Vp/Vs y Lambda-Rho, a nivel de BKs entre las áreas de A-H y A-Centro. Para A-H, se tiene un rango de respuestas del volumen de la propiedad Vp/Vs de 1.94-2-2 y Lambda-Rho ( ) de 95 – 140 (MPa*s/m)2; hacia A-Centro el rango de respuestas de Vp/Vs disminuye a 1.5 – 1.9 a nivel de volumen y Lambda-Rho ( ) entre 15 – 70 (MPa*s/m)2, asociándose este cambio de respuesta en los cubos de inversión sísmica con la mejor calidad de roca almacén presente en A-Centro: mayor porosidad debido a la mayor dolomitización presente.

Figura 12: Sección A-A’, propiedad elástica Vp/Vs. Secuencia Cretácico; Áreas A-H y A-Centro.

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Figura 13: Sección A-A’, propiedad elástica Lambda-Rho. Secuencia Cretácico; Áreas A-H y A-Centro.

Como control de calidad de los resultados de la inversión sísmica simultánea, se generó una sección de correlación tomando en cuenta los pozos: T-201, K-101A, A-212A, A-74, A-77, A-21 y A-5, mostrando la curva de la propiedad elástica impedancia P calculada a partir de los registros de pozo, versus la curva de la misma propiedad elástica obtenida de la inversón sísmica PMLI (figura 14).

Figura 14.- Sección de correlación Porosidad total (pista izquierda) vs Impedancia P (pista derecha), como control de calidad de la inversión símica. Curva calculada en pozo (curva azul continua) versus curva extraída en la dirección del pozo del volumen resultante de la inversión PMLI (curva roja segmentada).

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La figura 15 muestra un mapa de distribución lateral de la propiedad Vp/Vs, que es una de las propiedades elásticas que mejor responde, tanto vertical como laterlamente, desde el punto de vista de la inversión sísmica al cambio litológico vistos por los pozos entre las zonas A-H y A-Centro a nivel de la Brecha del Cretácico Superior (BKs). Se resaltan los contornos de Vp/Vs= 1.9 y 1.95, que se determinaron en la etapa de física de rocas como los valores límites entre las respuestas elásticas características de la zona dolomitizada de A-Centro (límite superior) y la brecha de clastos A-H (límite inferior).

Figura 15: Mapa de distribución lateral a nivel del BKs (ventana de extracción: 50 ms). Propiedad elástica: Relación Vp/Vs. Se resaltan los contornos de los valores límites entre el comportamiento elástico de A-Centro y A-H (Vp/Vs 1.9-1.95). Estos valores límites fueron establecidos a partir del análisis cuantitativo de gráficos cruzados (física de rocas).

La figura 16 muestra el mapa de litofacies generado contra la discriminación obtenida del Crossplot Lambda-Rho ( ) contra Mu-Rho ( ). Se interpretaron cuatro zonas de manera regional, integrando ambos resultados, donde la denominada Zona 1 corresponde a una zona con facie predominante Brecha dolomitizada con respuestas, desde el punto de vista de los atributos elásticos generados en la inversión sísmica, asociados con mejor calidad de roca almacén (mayor porosidad). La Zona 2 presenta facies de Brecha dolomitizada, pero con menor porosidad. La Zona 3 se corresponde con facies de Brecha de clastos finos, la cual es roca almacén de menor calidad (porosidades relativamente menores), y la Zona 4 como zona de transición entre las facies de Brecha predominantemente dolomitizada (Zona 1: Abkatun Centro) y la Brecha de clastos finos (Zona 3: Abkatun-H).

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Figura 16. Comparación. Geocuerpos extraidos del crossplot lambda-rho ( ), vs. mu-rho ( ), y mapa de facies generado, dividido en Cuatro (4), zonas para la Brecha del cretácico superior (BKs). Se muestran los rangos de respuestas elásticas de las propiedades elásticas mencionadas y su respuesta asociada a la presencia de rocas sometidas a procesos de dolomitización.

Conclusiones

El comportamiento elástico entre la zona de A-Centro y A-H, a nivel de BKs, se encuentra claramente diferenciado. En el análisis de física de rocas en pozos ubicados en ambas áreas, tales como A-21 (Area Centro), y los pozos K-101A y K-101 (Area A-H), en el dominio de los gráficos cruzados Vp/Vs contra Impedancia P y MuRho contra LambdaRho, se observa claramente la diferencia en los rangos de las propiedades elásticas entre ambas zonas. Hacia A-H, las respuestas elásticas aumentan para Impedancia P (> 12000 g.m/cm3*s), Vp/Vs (1.8 – 2.2) y LambdaRho (> 65 (MPa.s/m)) 2 .

Debido al cambio de facies a nivel de BKs, entre las zonas A-H y A-Centro, el cual se diferenció claramente en los resultados obtenidos por la inversión sísmica PMLI, se definió un tipo de electrofacie denominado Brecha dolomitizada para la zona de A-Centro y Brecha de clastos para la zona A-H. Se generaron volúmenes de facies y probabilidad de ocurrencia de facies a partir de esta clasificación, lográndose discriminar el límite entre ambas zonas, al interpretar de manera integrada y cuantitativa los resultados de la inversión sísmica con la información geológica y petrofísica.

Agradecimientos

Al Ingeniero Sergio Vázquez Nolasco, Coordinador de Diseño del Activo AS-0203 y al grupo de Ingenieros que conforman el equipo de Geociencias de Explotación de Pemex, por permitir la publicación de los resultados de este trabajo y por su invaluable contribución durante el desarrollo del mismo.

Referencias

Di Luca, M., 2016. Caracterización Geofísica de Yacimientos Heterogéneos de la Formación Porquero: Área Piloto Bloque A, Cuenca del Valle Inferior de Magdalena, Colombia. Tesis de Grado, Inédito.

Goodway, B., Chen, T. & Downton, J. 2008. Improved AVO fluid detection and lithology discrimination using Lamé petrophysical parameters; “lr”, “µr” & “l/µ fluid stack”, from P and S inversions. SEG Technical Program Expanded Abstract 1997.

Sayers, C., 2008. The elastic properties of carbonates, The Leading Edge, 1020 -1024.

Torres-Verdin, C. & Contreras, A., 2004. AVA sensitivity and inversión of 3D pre-stack seismic data to delineate a mixed carbonate-siliciclastic reservoir in the Barinas-Apure Basin, Venezuela. SEG Technical Program Expanded Abstract 2004.

Trayectoria Profesional

Rómulo Guédez Chacón.

Ingeniero Geofísico, 2003, por la Universidad Central de Venezuela, en Caracas. Maestría en Ciencias Geológicas de la Universidad Central de Venezuela, 2019. Cuenta con 14 años de experiencia en la industria petrolera en interpretación sísmica en diferentes cuencas geológicas de América Latina, tanto en compañías operadoras y de servicios, como en yacimientos terrígenos y carbonaticos en áreas terrestres y costafuera. Ha participado en equipos multidisciplinarios en estudios enfocados a Exploración y Producción, desempeñándose principalmente en las áreas de interpretación sísmica-estructural, construcción de modelos de velocidades en áreas geológicamente complejas, modelado geológico y procesos especiales.

Raúl F. Hernández Vela.

Ingeniero Geofísico egresado del Instituto Politécnico Nacional. Ha participado en proyectos de transferencia tecnológica en Calgary y Alberta, Canadá; en Denver, Colorado y Houston, Texas. Actualmente se encuentra a cargo de la Superintendencia de Caracterización Estática correspondiente a la subdirección de producción de aguas someras bloques AS02-03 del mismo activo.

José Roberto Torres Posadas.

Ingeniero Geólogo de la Universidad Autónoma de San Luis Potosí. Ha participado en diversos proyectos de modelado geológico y de velocidades en áreas terrestres y costafuera de México. Actualmente se desempeña como coordinador del área de proyectos y enlace de la división de Geociencias de la compañía Emerson para Pemex en la Región Marina.

Liliana López Arredondo.

Ingeniero Geofísico, egresada en 2011 de la Universidad Autónoma de Nuevo León. Inició su carrera en la industria petrolera en el periodo 2012-2017 en el área de Wireline and Perforating para la compañía Halliburton. En junio de 2018 inició como consultor independiente participando en diversos proyectos de inversión sísmica para Pemex, desempeñando funciones de petrofísica.

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