Pre-Stack seismic inversion based on a genetic algorithm: A case from the Llanos Basin (Colimbia) in the absence of well information

The Llanos basin is the most prolific of the Colombian basins; however few stratigraphic plays have been explored due to the uncertainty in determining the lithology of the channels. Inside a migrated 2D section, a wide channel was identified inside a prospective sandy unit of the Carbonera Formation, composed by intercalations of sand and shale levels, and considered a main reservoir in this part of the basin. However, the lithology filling the channel was unknown due to the absence of wells. To infer the channel lithology, and diminish the prospective risk a model based pre-stack seismic inversion was proposed. However, without well logs available along the line, the uncertain initial model diminishes reliance on the inversion. To circumvent this impasse, a seismic inversion with a genetic algorithm was proposed. The algorithm was tested on synthetic seismograms and real data from an area of the basin, where well logs were available. The error analysis between the expected and the inverted results, in both scenarios, pointed out a good algorithmic performance. Then, the algorithm was applied to the pre stack data of the 2D line where the channel had been identified. According to the inverted results and rock physics analysis of wells near the seismic line with comparative geology, classified the channel was described as to be filled by silt, shale and probably some levels of shaly sands, increasing the exploratory risk because this lithology has low porosity and permeability, contrary to the producing reservoirs in neighbor fields, characterized by clean sands of high porosity. The algorithm is useful in areas with few or no borehole logs.A bacia Llanos é a mais prolífica da Colômbia, entretanto poucos �plays� estratigráficos têm sido explorados devido à incerteza em determinar a litologia nesses canais. Em uma seção 2D migrada identificou-se um canal largo em uma unidade arenosa prospectiva da Formação Carbonífera que está composta de intercalações de areias e xistos, e é considerada um importante reservatório nesta parte da bacia. Porém a litologia do canal era desconhecida devido à ausência de poços. Para inferir a litologia do canal e diminuir o risco exploratório se propôs uma inversão pré-empilhada baseado em modelo. Entretanto, sem registros de poço sobre a linha, o incerto modelo inicial diminuía a confiabilidade no resultado do investimento. A solução alterna foi usar um algoritmo genético para a inversão de dados sísmicos pré-empilhados. O algoritmo provou-se com sismogramas sintéticos e dados sísmicos de outra zona da bacia que tinha registros de poço. A análise de erro entre os valores esperados e observados da inversão, em ambos cenários, indicou um bom desempenho. Logo se aplicou na inversão dos dados sísmicos da zona 2D onde se identificou o canal. De acordo com os resultados da inversão e a análise de física de rochas em poços próximos que possuem uma geologia comparável, discriminou-se a litologia do canal como siltitos e xistos, com prováveis níveis de areias com alto conteúdo de argila. Este resultado sinala um incremento do risco exploratório já que estas litologias se caracterizam pela sua baixa porosidade e baixa permeabilidade, o que contrasta com os reservatórios produtores nos campos próximos que estão compostos por areias limpas de alta porosidade. O algoritmo é útil em zonas com escassa ou nula informação de poço.La cuenca Llanos es la más prolífica de Colombia, sin embargo pocos �plays� estratigráficos han sido explorados debido a la incertidumbre en determinar la litología en esos canales. En una sección 2D migrada se identificó un canal ancho en una unidad arenosa prospectiva de la Formación Carbonera que está compuesta de intercalaciones de arenas y lutitas, y es considerada un importante reservorio en esta parte de la cuenca. Sin embargo la litología del canal era desconocida debido a la ausencia de pozos. Para inferir la litología del canal y aminorar el riesgo exploratorio se propuso una inversión pre apilada basada en modelo. Sin embargo, sin registros de pozo sobre la línea, el incierto modelo inicial disminuía la confiabilidad en el resultado de la inversión. La solución alterna fue usar un algoritmo genético para la inversión de datos sísmicos pre-apilados. El algoritmo se probó con sismogramas sintéticos y datos sísmicos de otra zona de la cuenca que tenía registros de pozo. El análisis de error entre los valores esperados y observados de la inversión, en ambos escenarios, indicó un buen desempeño. Luego se aplicó en la inversión de los datos sísmicos de la zona 2D donde se identificó el canal. De acuerdo con los resultados de la inversión y el análisis de física de rocas en pozos cercanos que poseen una geología comparable, se discriminó la litología del canal como limolitas y lutitas, con probables niveles de arenas con alto contenido de arcilla. Este resultado señala un incremento del riesgo exploratorio ya que estas litologías se caracterizan por su baja porosidad y baja permeabilidad, lo que contrasta con los reservorios productores en los campos cercanos que están compuestos por arenas limpias de alta porosidad. El algoritmo es útil en zonas con escasa o nula información de pozo