Vol. 44 Núm. 2 (2022): Boletín de Geología
Artículos científicos

Determinación del ángulo de giro para la extracción de plugs en núcleos preservados usando imágenes de tomografía de rayos X

Edwar Herrera-Otero
Universidad Industrial de Santander
Juan Badillo-Requena
Universidad Industrial de Santander
Zaida Carolina Pereira-Santana
Universidad Industrial de Santander

Publicado 2022-07-07

Palabras clave

  • Plugs,
  • Tomografía de rayos X,
  • Nomograma,
  • Núcleos de perforación,
  • Ángulo de giro

Cómo citar

Herrera-Otero, E., Badillo-Requena, J., & Pereira-Santana, Z. C. (2022). Determinación del ángulo de giro para la extracción de plugs en núcleos preservados usando imágenes de tomografía de rayos X. Boletín De Geología, 44(2), 199–210. https://doi.org/10.18273/revbol.v44n2-2022010

Altmetrics

Resumen

Los plugs son submuestras extraídas de núcleos de perforación, los cuales son usados para medir directamente propiedades asociadas a la roca y a la interacción con el fluido; cualquier modelo petrofísico debe tener datos de laboratorio provenientes de estos para su debida calibración, de allí su importancia. En consecuencia, el presente trabajo plantea una metodología que permite determinar con exactitud la ubicación de puntos de interés, incluido el ángulo de giro del núcleo, para su posterior extracción; esto asegura la integridad y representatividad, una vez que exista la ubicación de la zona de interés mediante registros de pozo. La metodología usa imágenes de tomografía de rayos X en los cortes axiales, radiales y verticales. Se encontraron ecuaciones que permiten medir directamente en imágenes escaladas el ángulo de buzamiento real en las imágenes cilíndricas y el aparente en los cortes verticales; adicionalmente, se crearon dos nomogramas que permiten determinar el ángulo de giro del núcleo de perforación, una vez calculados los datos de buzamiento de la estructura planar de interés.

Descargas

Los datos de descargas todavía no están disponibles.

Referencias

  1. Chakraborty, M.; Mukherjee, S. (2020). Structural geological interpretations from unrolled images of drill cores. Marine and Petroleum Geology, 115. https://doi.org/10.1016/J.MARPETGEO.2020.104241
  2. Germay, C.; Richard, T.; Mappanyompa, E.; Lindsay, C.; Kitching, D.; Khaksar, A. (2015). The continuous-scratch profile: a high-resolution strength log for geomechanical and petrophysical characterization of rocks. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 18(03), 432-440. https://doi.org/10.2118/174086-PA
  3. Goldfinger, C.; Morey, A.E.; Black, B.; Beeson, J.; Nelson, C.H.; Patton, J. (2013). Spatially limited mud turbidites on the Cascadia margin: Segmented earthquake ruptures? Natural Hazards and Earth System Sciences, 13(8), 2109-2146. https://doi.org/10.5194/nhess-13-2109-2013
  4. Honarpour, M.M.; Cromwell, V.; Hatton, D.; Satchwell, R. (1985). Reservoir rock descriptions using computed tomography (CT). SPE 60th Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, USA. https://doi.org/10.2118/14272-MS
  5. Jarrard, R.D.; Vanden Berg, M.D. (2006). Sediment mineralogy based on visible and near-infrared reflectance spectroscopy. Geological Society, London, Special Publications, 267, 129-140. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.2006.267.01.09
  6. McPhee, C.; Reed, J.; Zubizarreta, I. (2015). Best practice in coring and core analysis. In: Core Analysis: A Best Practice Guide (pp. 1-15). Chapter 1. Vol. 64 ELSEVIER. https://doi.org/10.1016/B978-0-444-63533-4.00001-9
  7. Nederbragt, A.J.; Dunbar, R.B.; Osborn, A.T.; Palmer, A.; Thurow, J.W.; Wagner, T. (2006). Sediment colour analysis from digital images and correlation with sediment composition. Geological Society, London, Special Publications, 267, 113-128. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.2006.267.01.08
  8. Ortiz-Meneses, A.F.; Plata-Chaves, J.M.; Herrera-Otero, E.; Santos-Santos, N. (2015). Caracterización estática de rocas por medio de tomografía computarizada de rayos-X TAC. Revista Fuentes, El Reventón Energético, 13(1), 57-63. https://doi.org/10.18273/revfue.v13n1-2015005
  9. Rothwell, R.G.; Rack, F.R. (2006). New techniques in sediment core analysis: an introduction. Geological Society, London, Special Publications, 267, 1-29.
  10. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.2006.267.01.01
  11. Siddiqui, S.; Khamees, A.A. (2004). Dual-Energy CT-scanning applications in rock characterization. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, USA. https://doi.org/10.2118/90520-MS
  12. Tavakoli, V. (2018). Preparing for Analysis. In: Geological Core Analysis (pp. 15-27). Springer, Cham. https://doi.org/10.1007/978-3-319-78027-6_2
  13. Tucker, M.E. (1988). Techniques in Sedimentology. Blackwell Scientific Publications.
  14. Victor, R.A.; Prodanovic, M.; Torres-Verdín, C. (2017). Monte Carlo approach for estimating density and atomic number from dual-energy computed tomography images of carbonate rocks. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, 122(12), 9804-9824. https://doi.org/10.1002/2017JB014408
  15. Wang, S.Y.; Ayral, S.; Gryte, C.C. (1984). Computer-assisted tomography for the observation of oil displacement in porous media. Society of Petroleum Engineers Journal, 24(01), 53-55. https://doi.org/10.2118/11758-PA
  16. Wefer, G.; Berger, W.H.; Bijma, J.; Fischer, G. (1999). Clues to Ocean History: a brief overview of proxies. In: G. Fischer, G. Wefer (eds.). Use of Proxies in Paleoceanography (pp. 1-68). Springer. https://doi.org/10.1007/978-3-642-58646-0_1
  17. Wellington, S.L.; Vinegar, H.J. (1987). X-Ray Computerized Tomography. Journal of Petroleum Technology, 39(08), 885-898. https://doi.org/10.2118/16983-PA