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'La identificación de facies en un yacimiento de carbonatos complejos es crítico. La distribución de tamaño de garganta de poro en la roca afecta la capacidad de almacenamiento y flujo, impactando directamente el diseño de terminación del pozo y la estrategia de extracción de hidrocarburos del campo. Las mediciones LWD (Logging-While-Drilling) convencionales no son capaces de caracterizar completamente la roca almacén ya que la relación entre porosidad y permeabilidad en los carbonatos no tiene una solución única, las estimaciones de permeabilidad pueden variar hasta en órdenes de magnitud para un mismo valor de porosidad. La Resonancia Magnética Nuclear (NMR) ha sido utilizada con éxito para caracterizar facies texturales en este tipo de yacimientos. La toma de. Registros LWD reduce el tiempo de plataforma utilizado en la toma de información y representa un menor riesgo de perder las herramientas dentro del pozo, especialmente en pozos en los que se han presentado pérdidas de fluido de perforación y eventos de pegadura diferencial, representando una disminución de actividades de plataforma. En este documento se presenta el caso de estudio de un pozo altamente desviado en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de la cuenca del sureste marino del golfo de México donde se utilizaron tecnologías LWD de nueva generación para superar las condiciones de agujero adversas. Los servicios avanzados de LWD se utilizaron para comprender la información textural del yacimiento, así como la estructura geológica y estratificación locales, permitiendo la toma de decisiones en tiempo real y garantizando la toma de información en un pozo complejo. Durante la perforación se adquirieron y recibieron en superficie registros básicos, imágenes de densidad, espectroscopia de captura y Resonancia Magnética. Se utilizaron flujos de trabajo innovadores como “NMR Factor Analysis” (Jain et al, SPWLA 2013) para entender la estructura de poros y fluidos subyacentes, siendo ayuda clave en la caracterización de textura, volumetría del yacimiento y clasificación de facies. El procesamiento de la información proveniente de los servicios LWD fue comparado contra datos de núcleos, probando que la información adquirida con LWD es una solución viable en pozos con condiciones adversas. Los resultados de este trabajo mejoraron la comprensión de las facies del Jurásico Superior Kimmeridgiense en este pozo y proporcionaron información de valor para el modelo geológico y de comportamiento de producción del Yacimiento.

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'En este trabajo se describe la planeación y consideraciones para adquirir un Perfil Sísmico Vertical es su modalidad tridimensional “3DVSP”. La integración de datos multidisciplinarios es una pieza indispensable para construir un modelo que nos describa las características del yacimiento, una vez generado el modelo se realiza el trazado de rayos para comprender las propagación de la energía a través del subsuelo con la finalidad de reproducir una respuesta sintética lo más cercana a la realidad, utilizando el modelo geológico con que se cuenta al momento de la planeación, sin embargo con alta complejidad el método de trazado de rayos nos provee una respuesta limitada, por lo que es necesaria la simulación por medio de diferencias finitas para la generación de datos sintéticos. Posteriormente con los datos sintéticos se creó una imagen sintética que utilizó en este caso un código de migración del tipo RTM (Reverse Time Migration, por sus siglas en ingles), con lo cual analizamos el campo de onda completo, para entonces poder cuantificar y evaluar la viabilidad de la adquisición así como la posible respuesta esperada con una adquisición tipo 3DVSP. Una vez que se llevo a cabo la adquisición se procedió a la comparación de los tiempos observados por el 3DVSP contra el modelo de velocidades generado a partir de la sísmica de superficie en este trabajo se observan altos residuales de tiempo de transito lo que da indicio que el modelo inicial requiere de una calibración y un mejor ajuste en la interpretación geológica. Desafortunadamente como sabemos al día de hoy el algoritmo RTM es un código de migración muy dependiente del modelo inicial y si este no se encuentra bien calibrado podría llegar a generar resultados pobres en la migración de un 3DVSP. Para una solución conjunta en la mejora de sísmica de superficie e imagen del 3DVSP se sugiere la construcción y re calibración de un modelo conjunto para producir un modelo de velocidades más robusto y este modelo puede ser utilizado para re migrar los datos del 3D-VSP. Esta última aplicación se denomina inversión tomográfica conjunta.

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'El Campo Sihil registra una producción acumulada en el Cretácico 28.16 MMBBL de aceite. La importancia del yacimiento, así como la complejidad estructural y estratigráfica del área requiere de una detallada caracterización que permita la predicción de las facies productoras para su óptimo desarrollo. El objetivo del proyecto es generar un modelo de velocidades para el bloque Sihil y que sirva para la conversión de horizontes, fallas, cubos sísmicos, y en la planeación y desarrollo de nuevos pozos, además de servir como insumo para el modelo estático del campo. Las metodologías convencionales para la conversión tiempo–profundidad generalmente usan mallas de velocidad en 2D para convertir de tiempo a profundidad los horizontes claves, estas velocidades vienen de diferentes fuentes (TZ, VSP, Check-Shot, Velocidades sísmicas, etc.).

Calificación:

'El Campo Sihil registra una producción acumulada en el Cretácico 28.16 MMBBL de aceite. La importancia del yacimiento, así como la complejidad estructural y estratigráfica del área, requiere de una detallada caracterización que permita la predicción de las facies productoras para lograr su óptimo desarrollo. El objetivo consistió en obtener un modelo 3D de facies sedimentarias del Cretácico del Campo Sihil. Se utilizaron Redes Neuronales para generar las facies en los pozos calibradas con núcleos y muestras de canal. Se crearon mapas de tendencias de facies normalizados extraídos de los pozos, con la finalidad de obtener una guía que facilitara la distribución y generar el modelo Geocelular de facies del Cretácico del Campo Sihil del Activo Integral Cantarell.

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'Ixtoc comenzó su historia de incertidumbres cuando Ixtoc-1, el primer pozo perforado en este campo en 1979, se descontroló derramando una cantidad de aceite que nunca ha podido estimarse con certeza y cuya presión inicial representa, junto con los límites del yacimiento, uno de factores de incertidumbre para el cálculo de reservas. En el año 2007 la producción acumulada del campo supera las reservas por lo que para el 2008 se decide explorar una pequeña estructura al este de Ixtoc con el pozo Kambesah-1 el cual fue encontrado a las condiciones de presión actuales de Ixtoc por lo que la perforación de este pozo trajo más preguntas que respuestas. Para resolver todas las dudas generadas a lo largo del tiempo se hace necesario contar con un modelo geológico con suficiente detalle para simular el comportamiento dinámico del campo.

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