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La búsqueda en las categorías "Geociencias"  produjo 526 resultado(s)

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En el área de sismología de exploración y producción, las licencias de paqueterías comerciales para realizar análisis y procesamiento de datos sísmicos son costosas e inalcanzables para estudiantes, profesores o profesionales que incursionan o desean desarrollarse en el área. La reciente tendencia de reproducibilidad computacional en geociencias es novedosa porque promueve la distribución gratuita de códigos usados para reproducir cálculos, crear figuras y gráficas de artículos científicos, desarrollos y aplicaciones. Con esta filosofía, es posible reducir el rezago tecnológico y ofrecer beneficios con costos mínimos. Para ilustrar estos conceptos y herramientas, en este trabajo presentamos ejemplos del uso y adaptación, tanto de herramientas de código abierto, como del acceso a datos públicos para el procesamiento y visualización de datos sísmicos con fines exploratorios y de producción. La aplicación de paquetería de código abierto fomenta y fortalece la reproducibilidad computacional y científica, tanto en la enseñanza de las geociencias como en la práctica e investigación para fines de la industria petrolera. El acceso libre, a veces gratuito, de las herramientas de cómputo de código abierto: (1) fomenta la innovación tecnológica, (2) promueve la interacción y colaboración entre geofísicos, geólogos, petrofísicos e ingenieros petroleros, y (3) disminuye costos y dependencia de licencias de programas comerciales para procesar y visualizar datos geofísicos.

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En la evaluación del potencial productor de hidrocarburos en un yacimiento y la optimización del mismo, uno de los puntos críticos es determinar las propiedades físicas de las rocas y tipos de fluidos presentes en el yacimiento. La porosidad, litología y saturación de fluidos son algunas de las propiedades principales, las cuales impactan directamente en la estimación de reservas de hidrocarburos. En algunos casos no es posible la toma de información para la determinación de dichas propiedades en agujero descubierto, por lo que se hace necesario aplicar técnicas que permitan de manera efectiva la adquisición de información en agujero entubado. En este artículo se presenta un caso de estudio donde se analizó la eficiencia del registro de neutrones pulsados extremos, el cual permite determinar la saturación de fluidos presente en la formación, detectar hidrocarburos que se hayan omitido en evaluaciones originales, evaluar porosidad, litología y/o mineralogía entre otras aplicaciones. Como resultado de este análisis podemos concluir que la toma de información de los registros detrás de tubería es un factor fundamental que nos permite evaluar las reservas de hidrocarburos y facilita la toma de decisiones de manera más confiable para programar reparaciones a pozos.

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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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Este artículo presenta un trabajo realizado en aguas profundas del Golfo de México (GOM), usando datos de acimut amplio (WAZ) adquiridos en el 2012. El sub-volumen de estudio comprende un área de 1000 km2. Geológicamente esta área se caracteriza por sedimentos significativamente plegados, con presencia de clásticos altamente fallados y carbonatos en las proximidades de cuerpos salinos e incluso transportados por la sal durante su avance. La zona de interés presenta rasgos de deformación como plegamientos, fallas y estructuras creadas por el movimiento de la sal. Mejorar la imagen en estas condiciones de complejidad geológica es un reto constante que requiere el uso de herramientas tecnológicas, y un amplio conocimiento de la tectónica del área. Tomando en cuenta estas características, una secuencia de procesamiento se diseñó para obtener un modelo de velocidad de alta definición con una sísmica de ancho de banda amplio. La secuencia incluye la atenuación del fantasma utilizando la tecnología 3D Joint-Deghost, la obtención de un modelo por inversión de onda completa (Full Waveform Inversion – FWI) en la región somera, Gathers RTM (Surface Offset Gathers – SOG) para la actualización del modelo en los sedimentos altamente plegados, interpretación estructural en la parte media-profunda para guiar las actualizaciones de velocidad y la estimación de un modelo Q para compensar la pérdida de amplitud y frecuencia producida por anomalías someras asociadas a gas. Se obtuvo así un modelo con consistencia geológica cuyo resultado final es una imagen mejorada de las estructuras de interés a las anteriormente obtenidas del área.

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En el presente trabajo se plantea un flujo metodológico basado en el análisis multivariado de atributos sísmicos, para la creación del modelo que representa la componente de bajas frecuencias en un proceso de inversión sísmica. La metodología fue aplicada a datos sísmicos subsalinos de un yacimiento siliciclástico de aguas profundas del Golfo de México, los cuales están migrados en profundidad (PSDM - RTM), apilados y escalados a tiempo. El modelo de bajas frecuencias resultante fue utilizado en un proceso de inversión sísmica acústica, con el objetivo de identificar la respuesta del yacimiento, conocer su distribución espacial y cuantificar la incertidumbre asociada a las anomalías de impedancia acústica. Los resultados obtenidos en este análisis permitieron identificar el sistema de depósito y calificar la posible distribución del yacimiento en término de sus probabilidades. Adicionalmente pudimos corroborar que las amplitudes de los datos migrados en profundidad, responden a la presencia de la roca almacén y en cierta medida a su contenido de fluidos

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