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Las brechas calcáreas son consideradas como buena roca almacén por su porosidad, favorecida por procesos diagenéticos, tales como disolución de los litoclastos y dolomitización de la matriz, asociados a fracturamiento generan una alta porosidad. No es fácil determinar el origen de las brechas, pero se conoce que agentes naturales tienden a separar sedimentos ya consolidados, por erosión subacuosa y/o subaérea, posteriormente estos flujos de sedimentos son transportados y depositados con una variación tanto en tamaño como en distribución, en función de la cercanía a la fuente de aporte, la pendiente y el fluido de transporte. En el campo Puerto Ceiba, la variación lateral del espesor, la textura y el tamaño de los litoclastos de la brecha calcárea son factores que determinan la cercanía con la fuente de aporte. Con este trabajo se pretende mostrar una hipótesis sobre los procesos geológicos que originaron la formación de la brecha local del Cretácico Superior, productora de hidrocarburos en el campo, y con esto entender su morfología y distribución que sustente al modelo geológico, que servirá como base para la caracterización de esta unidad.

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Geográficamente el campo Tokal se encuentra a 3.4 km al sur del municipio de Comalcalco, en el estado de Tabasco, pertenece al Activo de Producción Bellota-Jujo y administrado por el Proyecto de Explotación El Golpe-Puerto Ceiba. Comenzó su explotación en junio de 2011 con la terminación exitosa del pozo exploratorio Tokal 1, productor de aceite ligero de 36 °API en rocas clásticas del Mioceno Superior. Geológicamente se encuentra en la Subcuenca de Comalcalco en la Provincia Geológica Cuencas Terciarias del Sureste; dicha cuenca se interna en dirección noreste en el Golfo de México, al sur limita con la falla Comalcalco, al este limita con la Cuenca de Macuspana y hacia el oeste con la Cuenca del Istmo. El yacimiento corresponde a una secuencia de areniscas con espesor promedio de 10 metros asociado a depósitos de aguas profundas y que presenta facies de lóbulos y canales de talud. La complejidad del campo radica en el componente estratigráfico de los ambientes turbidíticos del Mioceno Superior, su variabilidad y cambios de facies a lo largo del flujo turbidítico. A la fecha, en el campo Tokal se han perforado cinco pozos de desarrollo para hacer un total de seis, de los cuales tres están en operación, dos están cerrados con posibilidades y uno esta taponado por accidente mecánico durante la perforación. Debido a que el campo se encuentra en una etapa temprana de explotación surgió la necesidad de realizar un estudio integral que permitiera definir un modelo estático y plan de desarrollo, por lo cual se realizó el modelo geocelular y de simulación numérica de yacimientos en octubre de 2015 para el yacimiento productor (Arena 3). El presente trabajo se enfoca en la metodología empleada para la construcción de un modelo de litofacies mediante la integración de registros geofísicos, atributos sísmicos y litología. La importancia del trabajo radica en la clasificación sísmica que se realizó para representar los cambios litológicos y de facies que existen en el campo Tokal a nivel de Arena 3. Como resultado de este trabajo se obtuvo el volumen original, un modelo de litofacies y la distribución de propiedades petrofísicas; asimismo se confirma el potencial del campo y como primera acción, basado en el estudio que se realizó se perforará un pozo horizontal estratégico en las facies más prometedoras del modelo y que con su éxito abre una área de oportunidad en el campo Tokal.

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Los ambientes sedimentarios siliciclásticos característicos en la Cuenca de Burgos en particular en el campo Cucaña, desafían la interpretación clásica por poseer características complejas: Variación lateral de facies, complejidad estratigráfica en un ambiente de regresiones y transgresiones en conjunto con estructuras sin-sedimentaria, así como poca información de carácter geológico. Con estos retos, surge la necesidad de usar más esta metodología, la cual integran productos de dos grandes especialidades, la Geofísica y Geología para poder mejorar la documentación en los modelos sedimentarios y así que faciliten el entendimiento geológico del campo a desarrollar. Un buen ejemplo utilizando esta Metodología sísmico-geológica, es en el Campo base Cucaña el cual se aplicó en los yacimientos del Terciario de edad Eoceno en la formación Yegua (Ey-55-35-32).

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Los yacimientos carbonatados poseen complejas litologías y heterogeneidades estructurales. A menudo, la información de los yacimientos carbonatados es escasa y sólo un pequeño número de pozos cuenta con núcleos debido a la dificultad y el costo de la extracción de tales núcleos; es por tal motivo se plantea el uso de análogos de las rocas carbonatadas en particular las almacenadoras del Cretácico Inferior del Complejo Cantarell. Por otro lado los afloramientos análogos nos permiten mejorar el modelado estático de yacimientos carbonatados y se emplean para investigar la interacción de los procesos de flujo con heterogeneidades geológicas a pequeña escala. Para considerar a un paquete sedimentario como análogo de otro, es necesario comprender los ambientes de depósito, las condiciones tectónicas y climáticas, ya que estos factores impactan directamente en las propiedades físicas de las rocas. En este trabajo se revisó la información tectónica, paleoambiental y sedimentológica de la Formación Cupido y de las rocas almacenadoras del Cretácico Inferior en el Complejo Cantarell, llamadas informalmente como la Formación Akal, con la finalidad de correlacionar sus estructuras y justificar la posibilidad de ser utilizadas como análogos. Se obtuvieron 24 muestras de núcleos de diez sitios con diferentes litologías dentro del paquete sedimentario de la Formación Cupido y se encontró que la porosidad va desde 1% hasta 13%, mientras que en las rocas almacenadoras del Cretácico Inferior va desde 2 a 8%, por lo que las rocas de la Formación Cupido pueden ser utilizadas como análogos de las rocas almacenadoras del Cretácico Inferior.

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Una ventaja que posee el área Estudio, es la funcionalidad del sistema petrolero, con la capacidad de generar y almacenar hidrocarburos en trapas estructurales y combinadas. Con más de 30 años de producción, todos los yacimientos que se explotan en el sector Noreste de la Sonda de Campeche, corresponden a trampas estructurales o están condicionados a una estructura anticlinal. Sin embargo, la capacidad potencial de almacenamiento en trampas estratigráficas Jurásicas, está corroborada por otros campos productores que circundan el área aquí estudiada, donde se tiene producción comercial aun cuando los conceptos netamente estructuralistas suponían que se encontraban por debajo del contacto agua-aceite, del principal yacimiento productor del Cretácico. Los resultados volumétricos pueden contribuir en la restitución de reservas y en la reactivación de la producción, en esta área de asignación, con lo cual se aprovecharía la disponibilidad de infraestructura, haciendo mejorar los indicadores económicos del Proyecto. El volumen original de hidrocarburos considerando los potenciales yacimientos del Jurásico, que se sobreponen en la misma área estudiada, se estima en 813 MMb como volumen más probable, de los cuales se estima que pudiera obtenerse una Reserva (P50) es de 136 MMb. Las estimaciones volumétricas podrían, a su vez, tener impacto en volumen de producción, por lo menos en los siguientes 12 años a partir del primer barril. El periodo de recuperación para el ejercicio de producción es de 4 años en el mejor escenario y la rentabilidad ó VPN/VPI es positivo en cualquier caso y va desde 3 hasta 0.5.

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