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

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La inestabilidad mecánica de pozos es uno de los mayores problemas que se tienen durante la perforación ya que incrementan considerablemente los costos de la operación. Es esencial entender el comportamiento mecánico de las formaciones a perforar con el fin de reducir al máximo los problemas como atrapamiento de tuberías, colapsos o resistencias en el agujero, más aún tratándose de formaciones lutíticas. Las lutitas se caracterizan por la variación de sus propiedades mecánicas en todo su espesor teniendo un plano perpendicular a su espesor donde sus propiedades no varían, a esto se le conoce como medio isótropo transversal vertical. En el presente trabajo se da a conocer el desarrollo de una metodología que involucra la anisotropía del material y las deformaciones horizontales presentes en el pozo, para determinar y analizar la magnitud de los esfuerzos horizontales a través de modelos físico-matemáticos derivados de la teoría de la ley de Hooke. La metodología desarrollada utiliza información básica de registros lo que resulta práctico para utilizarlo en la predicción de los esfuerzos horizontales con el fin de establecer estrategias en la estabilidad de pozos para una perforación exitosa.

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El campo Poza Rica fue descubierto en 1930, cuenta con más 800 Pozos perforados, ha sido sometido a recuperación secundaria por más de 60 años (1951-2013), produce en el yacimiento “TAMABRA”, y está constituido por rocas calizas del Cretácico. En el campo, los cálculos de saturación de agua derivados de los registros geofísicos originales no representan la saturación actual debido a que el campo se encuentra en una etapa madura donde el método de recuperación secundaria por inyección de agua ha barrido de forma heterogénea los fluidos del yacimiento, por tanto, el registro RST (Saturación de fluidos) se ha empleado desde los años 90’s (Heberto Ramos, 2005), tratando de resolver la problemática sin obtener resultados satisfactorios en el Campo Poza Rica, no obstante se han realizado en su mayoría en modo sigma, dejando de lado el modo Carbono/Oxígeno (C/O), debido principalmente a la limitante que puede tener enzonas de baja porosidad (<10%). En general, existe pocos trabajos escritos acerca de la aplicación del registro RST modo C/O en yacimientos de calizas con baja porosidad. Este trabajo mostrará los resultados obtenidos del registro RST en modo sigma y C/O, confirmando el nulo beneficio del modo sigma en el campo y la gran utilidad que tiene el registro en modo C/O, exponiendo el análisis que se realizó para encontrar una forma práctica de interpretar las curvas del registro RST modo C/O aun en zonas de baja porosidad, demostrando la gran importancia del registro RST modo C/O en el Campo Poza Rica.

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Se presenta la metodología de Análisis Multi-Atributo Evolutivo (EMAA; por sus siglas en inglés), el algoritmo y su implementación en la caracterización de yacimientos de aguas profundas del Golfo de México. EMAA es un robusto algoritmo evolutivo (AE) que utiliza un proceso de optimización natural (evolución biológica) para predecir propiedades petrofísicas de yacimientos con atributos elásticos. Para esto, se establece un modelo estadístico de predicción entre las propiedades elásticas del medio y la propiedad petrofísica de interés o registro objetivo (Ro). Posteriormente, se aplica el modelo al dato sísmico 3D para obtener volúmenes de propiedades petrofísicas (porosidad, volumen de arcilla, etc.) que pueden usarse como variables secundarias en el poblado geoestadístico y agregar valor a los productos generados con inversión sísmica. El diseño de EMAA se realizó con programación evolutiva (PE), el cual es un poderoso algoritmo de optimización global para la búsqueda de atributos elásticos en el espacio n-dimensional y su posterior integración en una gran cantidad de modelos estadísticos multivariados, hasta seleccionar el que presente el mayor coeficiente de correlación absoluto con el Ro. Para ilustrar la técnica se presentan los resultados obtenidos con datos libres de la Sociedad de Geofísicos de Exploración (SEG) y con datos autorizados de Pemex Exploración y Producción (PEP). Luego, se comparan los resultados con los obtenidos a través de búsquedas exhaustivas, demostrando que EMAA arroja resultados equivalentes e incluso mejores, pero en un tiempo computacional significativamente menor. Finalmente, se presentan ejemplos de su aplicación en aguas profundas del Golfo de México.

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El objetivo principal de este trabajo es mostrar cómo un nuevo enfoque del análisis multiatributos sísmicos puede ayudar a los intérpretes a identificar patrones intrínsecos de los datos sísmicos y que están asociados a flujos turbidíticos donde yacen importantes acumulaciones de hidrocarburos, utilizando el Análisis de Componentes Principales (ACP) y la clasificación mediante red neuronal de Mapas Auto Organizados de Kohonen (MAO), ambos, a la escala del tamaño del bin y del intervalo de muestreo del volumen sísmico (escala de cada voxel). El volumen de clasificación obtenido puede tener diversas aplicaciones: ajuste o refinamiento del modelo sedimentario para identificar de manera más precisa la distribución lateral y vertical de las facies de interés económico y plasmarlos en los mapas finales de cada unidad estratigráfica, también, en la toma de decisiones al momento de proponer nuevas localizaciones y reducir la incertidumbre asociada a la explotación del campo, entre otros. En el presente trabajo, se clasificaron simultáneamente un conjunto de atributos sísmicos cuyo uso más frecuente es la detección de contrastes litológicos, siendo los resultados cotejados con el modelo regional sedimentario del área y calibrado con los datos de pozos mediante análisis estadístico. Finalmente, se realizó una comparación con atributos de inversión sísmica simultánea para comparar ambas metodologías y determinar si con ambas técnicas, las áreas de oportunidad identificadas son corroboradas. La metodología será explicada a detalle en el presente artículo, y se mostrará cómo los resultados contribuyen al desarrollo del campo y sus áreas aledañas.

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Durante la interpretación sísmico-estructural y estratigráfica de un yacimiento es importante tener en cuenta la geometría de las estructuras que se van a ir identificando con ayuda de la Tectónica Regional. Lo anterior se traduce en una correcta elección en la dirección de las líneas de interpretación ya que algunos rasgos geológicos pueden ser demasiado sutiles para poder identificarlos en direcciones preestablecidas como ̈cross-line ̈ o ̈in-line ̈ y que tiene que ver más que nada con la dirección de la adquisición de la información sísmica. Pareciera trivial este hecho, sin embargo durante el desarrollo del presente trabajo se observó que los rasgos estratigráficos tipo ̈onlap ̈, no podían ser identificados con claridad siguiendo estos dos formas preestablecidas en dirección a la interpretación, por lo que se decidió hacer una interpretación con líneas arbitrarias para poder definir esos rasgos y posteriormente confirmarlos en las otras direcciones antes mencionadas. Las fallas de dimensiones mayores no hay ningún problema para identificarlas ya sea en ̈cross-line ̈ o ̈in-line ̈, siempre y cuando se tenga presente que en alguna de las dos se estarán interpretando los echados aparentes de las fallas, sin embargo rasgos en donde se tiene menor relieve es realmente difícil identificarlas e imposible el pensar en cartografiarlas. En el presente trabajo se propone que los rasgos geológicos deben de definir la preferencial dirección de la interpretación y no quedar simplemente condicionados a dos direcciones de interpretación. Además se presenta los datos preliminares con una nueva adiquisión sísmica la cual nos proporciona un gran detalle para poder definir geometrías internas en los depósitos carbonatados del Jurásico.

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