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La búsqueda en las categorías "Caracterización de Yacimientos"  produjo 132 resultado(s)

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Los ambientes sedimentarios siliciclásticos característicos en la Cuenca de Burgos en particular en el campo Comitas, desafían la interpretación clásica por poseer características complejas: Variación lateral de facies, complejidad estructural, alternancias de regresiones y transgresiones marinas y deformación continua generando estructuras sin-sedimentarias. Con estos retos, surge la necesidad de integrar técnicas robustas en la interpretación de las facies, que faciliten la interacción con modelos 3D de alta resolución. Un buen ejemplo es la técnica de Modelado de facies 3D en el caso base “Campo Comitas” aplicado en los yacimientos (Eji-40-38-36-32).

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El Complejo Cantarell es un campo maduro en etapa de franca declinación sin embargo aun tiene áreas de oportunidad para su explotación. particularmente en rocas de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano La estrategia de explotación en campos maduros, demanda un análisis exhaustivo de todas las variables que conduzcan a alguna estrategia de explotación para hacer que los yacimientos sean económicamente explotables. En la mayoría de los Campos petrolíferos en las etapas de desarrollo avanzado como lo es el Bloque Akal de Cantarell a nivel Jurásico; significa un reto constante dada la complejidad estructural que en el se presenta. Actualmente se esta realizando un plan estratégico de desarrollo para este yacimiento., razón por lo cual se han utilizado la interpretación sísmica convencional mas algunos atributos sísmicos, aunado al análisis estructural para tratar de identificar zonas de oportunidad para la ubicación de nuevos pozos de desarrollo.

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La importancia de caracterizar un área es conocer a detalle el comportamiento estructural, estratigráfico, sedimentológico que nos ayude definir la calidad de la roca en el yacimiento, de ahí la necesidad de realizar modelos geológicos-estructurales que nos sirvan de apoyo en la definición de áreas prospectivas. El presente trabajo tuvo como objetivo llevar la petrofísica avanzada discretizada en 1er y 2do medio al modelo geológico, con el fin de realizar una mejor caracterización estática y tener un mejor control volumétrico de hidrocarburos para cada medio. La metodología utilizada consiste en hacer uso de toda la información geológica, geofísica y petrofísica; En primera instancia se elaboró un modelo geológico sedimentario grueso para definir la zona de bancos oolíticos del JSK que será la base de dicho modelo para la distribución de propiedades litológicas y de tipo de roca, cabe mencionar que el tipo de roca fue dividido en cinco tipos donde 1 es la peor calidad y 5 la mejor calidad, a su vez este modelo nos sirvió como guía para las distribuciones de las propiedades petrofísicas del primer medio (Porosidad, Sw, NTG) en el campo, para el segundo medio las poblaciones petrofísicas se guiaron con un atributo sísmico de fracturas llevado a un modelo discreto definido en 6 facies sísmicas como sigue (0,1 fallas asociadas a corredores principales), (2,3 fracturas difusas) y (4,5 Zonas compactas) para este caso las poblaciones fueron hechas por geoestadística de manera vertical para cada facie sísmica por cada zona, identificando áreas con mejor potencial de hidrocarburos.

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Se presenta el desarrollo de una nueva relación orientada al cálculo del índice de saturación de agua en cada una de las componentes IFV: Interpartículas, de Fracturas y Vugular coexistentes en la compleja red almacenadora de las rocas de litología multicomponente. Este tema es de gran relevancia económica en diversas áreas de la caracterización de yacimientos fracturados vugulares, ya que tiene importantes repercusiones sobre todo en el cálculo del volumen original de hidrocarburos, en estudios de simulación numérica y de recuperación secundaria y mejorada, así como, en la evaluación de las reservas remanentes de aceite. La deducción toma como punto de partida: 1. La ecuación general entre el factor de resistividad y la triple porosidad, 2. Los principios físicos de Unificación, Adaptación y Superposición que establecen que la porosidad y el índice de saturación de fluidos conforman una unidad física concomitante y, 3. La propuesta que contempla a los hidrocarburos como un incremento virtual de la roca matriz sin arcilla, debido a las altas resistividades que ambos sistemas manifiestan. La integración de estos resultados conduce a una nueva formulación que puede ser una herramienta útil de interpretación ya que posee algunas ventajas sobre aquellas que han sido propuestas a la fecha. Entre otros resultados, el desarrollo confirma la validez de la segunda Ley de Archie. Su aplicación práctica se ilustra a través de su procesamiento a pozos del Sureste de México.

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Los recientes descubrimientos de yacimientos siliciclásticos en ambientes turbidíticos de edad Neógeno en el Golfo de México Sur han dado la pauta para identificar ecuaciones y valores de corte específicos de los tipos de roca petrofísica a partir de datos de presiones capilares obtenidas por inyección de mercurio. El presente trabajo muestra la metodología usada para definir la ecuación ideal de tipo de roca petrofísica a partir de datos de pruebas de laboratorio de núcleos convencionales y las diferentes ecuaciones de tipo de roca petrofísica para la posterior definición de los valores de corte a partir del procesado de las curvas de porosidad total y permeabilidad absoluta provenientes de las evaluaciones petrofísicas.

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