Caracterización petrofísica de la formación oficina en un sector del bloque carabobo mediante métodos fractales

  • Ignacio José Mederos Viloria Universidad Central

Resumen

El propósito es generar modelos de isopropiedades petrofísicas a partir de métodos estadísticos que contribuyan en la caracterización estática de yacimientos, el concepto de fractal el cual se define como un objeto cuya estructura se repite a diferentes escalas, fue el método aplicado. Considerando que el campo Carabobo presenta bajo ángulo, se decidió la utilización de fractales en esta investigación introduciendo como registros de entrada los de rayos gamma, densidad, resistividad y el de porosidad efectiva, a los cuales se le aplicó método para la elaboración y el análisis de modelos de isopropiedades petrofísicas, ya que cumplen con la condición de que los registros se comportan como series en tiempo, con aleatoriedad y pueden ser normalizados. A partir del análisis por la técnica de rango escalado “R/S” (re-escalamiento) se obtiene el exponente o coeficiente Hurst (H) que indica el grado de rigurosidad y persistencia de los datos con la distancia, estableciendo de esta manera el alcance de los mismos al realizar la interpolación fractal de los pozos, generando así pseudopozos. De la integración de los pozos originales y los pseudopozos generados se estimó la distribución espacial de las propiedades petrofísicas. Corroborando que es una herramienta útil, reduce la incertidumbre en la determinación y extensión de prospectos en procesos exploratorios y mejora la visualización de las propiedades petrofísicas tanto horizontal como verticalmente.

Palabras clave: algoritmos fractales, modelado de isopropiedades petrofísica, registros de pozos

Descargas

La descarga de datos todavía no está disponible.

Citas

Banks, L.M (1956). Historia estructural y yacimientos petrolíferos del centro de Anzoátegui. Acta Cient. Venezol., edición 7 (8): pp 176-184.
Belmares, J (2011). Distribución especial de parámetros petrofísicos por modelación fractal en la caracterización estática de yacimientos. Trabajo Especial de Grado. Instituto Politécnico Nacional.
Busnego H. (2012). Generación de un modelo petrofísico y análisis de incertidumbre de las variables de roca y fluído, relacionadas con los parámetros de corte calibrados con información de núcleos pertenecientes al bloque 5, área petroindependencia, división Carabobo de la faja petrolífera del orinoco. Tesis Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas.
Calvo, Arturo. (2008). Possibilities to increase the Recovery Factor in Petromonagas area, Orinoco Heavy Oil Belt, Venezuela. Trabajo Especial de Grado, The Robert Gordon University, Aberdeen School of Engineering, pp. 6-17.
Chramcow, D. (2008). Interpretación Sismo- estratigráfico del área de Pichincha perteneciente a la Faja Petrolífera del Orinoco. Informe final de cursos en cooperación. Universidad Simón Bolívar, Caracas.
Crespo, J. (2008). Modelo sedimentológico- estratigráfico, bloque Carabobo 2, Faja Petrolífera del Orinoco. Trabajo especial de grado. Universidad Central de Venezuela.
Escobar, F. H., Cantillo, J. H., & Santos, N. S. (2011). A practical approach for estimation of the average reservoir pressure from multi-rate tests in long horizontal wells. Revista Fuentes, El Reventón Energético, 9(1).
Funkhouser, H.J., Sass, L.S y Hedberg (1948). Santa Ana, San Joaquin, Guario, and Santa Rosa oilfields (Anaco fields), central Anzoátegui, Venezuela. Am. Assoc. Petr. Geol. Bull., edición 32 (10). pp. 1851-1908.
Hedberg, H.D. (1950). Geology of the Eastern of Venezuela Basin (Anzoategui-Monagas-Sucre- Eastern Guarico portion). Am. Assoc. Petr. Geol. Bull., edición 48 (11). pp. 1755-1803.
Herrera, V. (2007). Simulación numérica de Paisajes montañosos, cuencas hidrográficas y procesos de lluvia, erosión y depositación. Trabajo Especial de Grado. Universidad Simón Bolívar, Sarteneja-Caracas.
Mandelbrot Benoit B. (1977). The Fractal Geometry of Nature. New York, USA: W.H Freeman and Company.
Mandelbrot and Van Ness. (1968). Fractional browian motion, fractional noise and application, SIAM Review, pp. 442-447.
Martín, C. A. G., García, R. E. P., Niño, J. C. L., & Lombana, H. B. (2014). Optimización de la metodología para el cálculo de porosidad a través de saturación de fluidos. Revista Fuentes, 12(2).
Meneses, A. F. O., Moreno, L. F. C., & Plata, J. A. R. (2017). Metodología experimental para la estimación de permeabilidades relativas en dos y tres fases por medio de ajuste histórico.
Revista Fuentes, 15(1), 75-85.
Meneses, A. F. O., Otero, E. H., & Santos, N. S. (2017). Estimación de saturaciones in-situ durante experimentos de inyección de fluidos usando tomografía computarizada de rayos X. Revista Fuentes, 15(2), 107-116.
Otero, E. H. H. (2016). Generación del modelo geoestadístico de los depósitos fluviales para la formación mugrosa del campo colorado. Revista Fuentes, 14(2), 29-39.
Pérez, R. (1994). Programa en Matlab para el cálculo del exponente de Hurst y dimensión fractal de series de tiempo. Recovered 15 of august of 2017, by http://www.geociencias.unam. mx/~bole/eboletin/progHurstyD1108.pdf
Remy Nicolas, Boucher Alexander and Wu Jianbing (2009). Geostatistics with SGemS. New York: Cambridge, University Press.
Velandia, J. L. P. (2013). Simulación numérica del flujo bifásico agua-petróleo en un medio poroso. Fuentes: El reventón energético, 11(2), 10.
Villar, A., Moreno, L. F. C., Hernandez, J. H. C., & Molina, J. J. R. (2017). Predicción del daño a la formación por acumulación de CaCO3 durante el flujo constante de salmueras en el medio poroso. Fuentes: El reventón energético, 15(1), 49-57.
Yoris, F., & Ostos, M. (1997). Geología de Venezuela: Geología general y cuencas petrolíferas. Texas: Jolley Printing.
Publicado
2018-12-20