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

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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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El Servicio Geológico Mexicano ha analizado a través de la Dirección de Minerales Energéticos, un sistema operacional en los mantos de carbón profundos el cual puede permitir que actúe como un reservorio de dióxido de carbono o bien que transmitan y expulsen el gas metano contenido para su aprovechamiento (recuperación mejorada de gas metano y almacenamiento geológico de dióxido de carbono). Específicamente en la subcuenca “San Patricio”, ubicada dentro de la cuenca carbonífera de Sabinas, se tienen condiciones favorables para suponer que las capas de carbón de la formación Olmos son un reservorio geológico con potencial, la correlación estratigráfica muestra capas continuas, el espesor más grande detectado es de 1.80 m. Las pruebas realizadas por el Servicio Geológico Mexicano en estas capas permiten clasificarlas como un carbón de tipo subbituminoso a bituminoso con contenido importante de metano. Lo que indica un proceso de adsorción/desorción que se observó a través de isotermas, además se caracterizaron variables como el gas contenido, la profundidad y demás características que determinan la capacidad de almacenamiento en las capas de carbón. Palabras Clave: desorción, capas de carbón, almacenamiento geológico de CO2, recuperación de metano.

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La caracterización estática de yacimientos carbonatados demanda el uso de nuevas metodologías y herramientas que ayuden a entender la complejidad de los yacimientos fracturados y vugulares. Para la realización de este trabajo se utilizó el registro desviación de la velocidad (V.D.L.) y la definición de electrofacies con el objetivo de determinar el tipo de porosidad en función de las variaciones de velocidad generadas por cambios en las propiedades elásticas de las rocas y el tipo de poro. Estos cambios son generados por los sistemas diagenéticos que alteraron la estructura interna de la formación modificando sus propiedades petrofísicas como la porosidad y la permeabilidad. El registro V.D.L., se obtiene de la relación que existe entre los registros NPHI (porosidad neutrón) y DT (sónico) en términos de velocidad (m/s) en todo el pozo. Basado en el análisis de este registró, láminas delgadas y núcleos se determinaron rangos de velocidad que describen los diferentes tipos de sistemas porosos que existen en el pozo y el yacimiento. Con la información obtenida de los análisis antes mencionados y los registros convencionales de cada pozo se definieron 8 electrofacies para guiar la población de propiedades con mayor certidumbre en el modelo estático del campo C.

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En la búsqueda de comprender el comportamiento de los campos en explotación es necesario la aplicación de diferentes ingenierías y disciplinas, y dentro de ellas se encuentra como disciplina estratégica, la petrofísica, la cual se encarga de definir las zonas de posible aporte en función de los registros geofísicos tomados en los pozos. Para definir las propiedades petrofísicas se realiza una evaluación de registros geofísicos, integrando datos de núcleo. En el campo Y se tiene identificadas arenas de posible potencial, en la formación Encanto, en los cuales se aplicaron procesos y metodologías para identificar las propiedades petrofísicas del campo, los cuales serán de utilidad para el poblado de propiedades del modelo estático. Para ello se analizaron nueve pozos del campo “Y”, de los cuales se realizó el proceso de edición y validación de la información. Se realizó la evaluación petrofísica convencional, determinando modelos de saturación en función de la resistividad, utilizando el modelo mineralógico de arena y arcilla. Fue posible realizar evaluaciones petrofísicas en tres pozos con el registro de saturación de fluidos de yacimiento en modo sigma. Así mismo se implementaron metodologías no convencionales para la evaluación de los pozos, como la elaboración de electrofacies y evaluación de arenas de baja resistividad con la metodología de Thomas Stieber.

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Wide azimuth (WAZ) surveys are preferred over narrow azimuth (NAZ) in the deepwater Gulf of Mexico (GOM) because they have large crossline offsets, offering good subsurface illumination. 3D deghosting and other preprocessing technologies can bring back the high temporal frequency content from WAZ. However, the sparse spatial sampling of WAZ (e.g. 60 m inline bin size) limits how far we can go for high resolution in imaging shallow targets near the water bottom. There are usually two or more WAZ surveys in deepwater GOM available in different azimuths. This can possibly improve trace density. However, Kirchhoff migration of each WAZ survey suffers from poor swing cancellation due to the data sparseness in the direction orthogonal to acquisition direction. To reduce these artifacts we conventionally combine multiple WAZ data sets and perform interpolation before Kirchhoff migration. Pre- migration interpolation results in a uniform spatial sampling to mitigate migration swings but it is often challenging for complex structures and smears details. We propose an alternative method using preconditioned least-squares (LS) Kirchhoff migration in order to have a higher resolution image that can simultaneously overcome coarse subsurface sampling limitation and fully utilize the recorded dual-WAZ data sets.

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