Este documento presenta información sobre la caracterización integrada de yacimientos. Explica las diferentes etapas de un estudio integrado, incluyendo la auditoría de datos disponibles, el desarrollo de modelos estáticos del yacimiento como los modelos estructural, estratigráfico, sedimentológico, de fluidos y petrofísico, y las etapas posteriores de simulación y gerencia. Resalta la importancia de los análisis de núcleos para la caracterización de yacimientos.
Caracterizacion geologia de yacimiento MiguelLugo42
Este documento describe el proceso de caracterización de yacimientos petroleros. La caracterización consiste en generar un modelo geológico del yacimiento mediante la integración de datos geofísicos, petrofísicos, geológicos e ingenieriles. El modelo estima las reservas y guía el desarrollo óptimo del campo. La caracterización incluye una etapa estática para definir las propiedades físicas de la roca, y una etapa dinámica para describir la interacción fluido-roca. El modelo final integra
Este documento discute la importancia de la geomecánica petrolera profunda para caracterizar el comportamiento mecánico de las rocas sedimentarias. Explica cómo la geomecánica involucra una variedad de escalas, desde la interacción granular microscópica hasta la tectónica regional. También describe algunas aplicaciones clave de la geomecánica en la industria petrolera como la estabilidad de pozos, efectos de compactación, control de producción de sólidos, y optimización de fracturamiento hidráulico. Presenta tres ejemplos que il
Este documento trata sobre la geología del petróleo. Explica brevemente que estudia las rocas que contienen hidrocarburos y sus características como presión y porosidad. También describe los tipos de porosidad como primaria e interconectada, y los tipos de trampas como estratigráficas y estructurales que atrapan los hidrocarburos. Finalmente, define la permeabilidad como la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluidos a través de los espacios porosos.
Este documento trata sobre los métodos para controlar la producción de arena en pozos petroleros. Explica que la arena se acumula en el fondo del pozo y reduce la capacidad productiva. Describe varias técnicas como colocar coladores, empacar con grava o consolidar la arena con resinas. También analiza los problemas que causa la arena como daños a equipos, obstrucciones y posibles colapsos en tuberías. Finalmente, revisa los métodos más utilizados como variar la tasa de flujo, completaciones selectivas, consolidación plástica y
Este documento resume conceptos clave relacionados con la ingeniería petrolera, incluyendo rocas sello, aceite crudo, gas natural e hidratos de metano. Describe las características y propiedades de las rocas sello como su baja porosidad y permeabilidad que las hace impermeables. Explica el proceso de formación, extracción y usos del gas natural. Finalmente, define los hidratos de metano como compuestos de agua y metano que se forman en aguas profundas.
Este documento presenta una introducción general sobre la estimulación y el daño de formación. Explica que la estimulación incluye técnicas para combatir daños en la formación y mejorar la producción mediante la creación de canales. También describe brevemente la historia de la estimulación y los factores que contribuyen al daño de formación, como diferenciales de presión altos e incompatibilidad de fluidos. Finalmente, resalta la importancia de prevenir el daño de formación a través de un mejor entendimiento de los procesos físicos invol
Este documento describe el petróleo original en sitio (POES), que es el volumen de petróleo estimado existente debajo del suelo según los resultados de la exploración. Explica que el POES se calcula usando variables como el área y espesor del yacimiento, la porosidad, saturación inicial de agua y factor volumétrico inicial de petróleo. También define las reservas recuperables como el POES multiplicado por el factor de recobro, y las reservas remanentes como las reservas recuperables menos la producción acumulada
Características y propiedades de los yacimientos de los hidrocarburosAlex Pat
Este documento describe las características y propiedades clave de los yacimientos de hidrocarburos. Explica conceptos como porosidad, permeabilidad, saturación, compresibilidad y tensión superficial/interfacial. La porosidad se refiere al espacio vacío en la roca, la permeabilidad a la capacidad del fluido para fluir a través de la roca, y la saturación a la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido. Estas propiedades dependen de factores como la forma, tamaño y empaquetamiento de los
Caracterizacion geologia de yacimiento MiguelLugo42
Este documento describe el proceso de caracterización de yacimientos petroleros. La caracterización consiste en generar un modelo geológico del yacimiento mediante la integración de datos geofísicos, petrofísicos, geológicos e ingenieriles. El modelo estima las reservas y guía el desarrollo óptimo del campo. La caracterización incluye una etapa estática para definir las propiedades físicas de la roca, y una etapa dinámica para describir la interacción fluido-roca. El modelo final integra
Este documento discute la importancia de la geomecánica petrolera profunda para caracterizar el comportamiento mecánico de las rocas sedimentarias. Explica cómo la geomecánica involucra una variedad de escalas, desde la interacción granular microscópica hasta la tectónica regional. También describe algunas aplicaciones clave de la geomecánica en la industria petrolera como la estabilidad de pozos, efectos de compactación, control de producción de sólidos, y optimización de fracturamiento hidráulico. Presenta tres ejemplos que il
Este documento trata sobre la geología del petróleo. Explica brevemente que estudia las rocas que contienen hidrocarburos y sus características como presión y porosidad. También describe los tipos de porosidad como primaria e interconectada, y los tipos de trampas como estratigráficas y estructurales que atrapan los hidrocarburos. Finalmente, define la permeabilidad como la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluidos a través de los espacios porosos.
Este documento trata sobre los métodos para controlar la producción de arena en pozos petroleros. Explica que la arena se acumula en el fondo del pozo y reduce la capacidad productiva. Describe varias técnicas como colocar coladores, empacar con grava o consolidar la arena con resinas. También analiza los problemas que causa la arena como daños a equipos, obstrucciones y posibles colapsos en tuberías. Finalmente, revisa los métodos más utilizados como variar la tasa de flujo, completaciones selectivas, consolidación plástica y
Este documento resume conceptos clave relacionados con la ingeniería petrolera, incluyendo rocas sello, aceite crudo, gas natural e hidratos de metano. Describe las características y propiedades de las rocas sello como su baja porosidad y permeabilidad que las hace impermeables. Explica el proceso de formación, extracción y usos del gas natural. Finalmente, define los hidratos de metano como compuestos de agua y metano que se forman en aguas profundas.
Este documento presenta una introducción general sobre la estimulación y el daño de formación. Explica que la estimulación incluye técnicas para combatir daños en la formación y mejorar la producción mediante la creación de canales. También describe brevemente la historia de la estimulación y los factores que contribuyen al daño de formación, como diferenciales de presión altos e incompatibilidad de fluidos. Finalmente, resalta la importancia de prevenir el daño de formación a través de un mejor entendimiento de los procesos físicos invol
Este documento describe el petróleo original en sitio (POES), que es el volumen de petróleo estimado existente debajo del suelo según los resultados de la exploración. Explica que el POES se calcula usando variables como el área y espesor del yacimiento, la porosidad, saturación inicial de agua y factor volumétrico inicial de petróleo. También define las reservas recuperables como el POES multiplicado por el factor de recobro, y las reservas remanentes como las reservas recuperables menos la producción acumulada
Características y propiedades de los yacimientos de los hidrocarburosAlex Pat
Este documento describe las características y propiedades clave de los yacimientos de hidrocarburos. Explica conceptos como porosidad, permeabilidad, saturación, compresibilidad y tensión superficial/interfacial. La porosidad se refiere al espacio vacío en la roca, la permeabilidad a la capacidad del fluido para fluir a través de la roca, y la saturación a la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido. Estas propiedades dependen de factores como la forma, tamaño y empaquetamiento de los
Este documento proporciona información sobre la elaboración de mapas estructurales e isopacos. Explica que los mapas estructurales muestran la configuración de un horizonte o estrato subterráneo mediante el trazado de curvas que conectan puntos de igual posición estructural, mientras que los mapas isopacos ilustran el espesor de unidades estratigráficas a través de líneas de igual espesor corregido. Además, detalla los pasos y normas para la construcción de ambos tipos de mapas, incl
Este documento describe la geología e historia de la producción de hidrocarburos en Bolivia. Resume que los hidrocarburos son un componente importante de la economía boliviana a pesar de su pequeña producción a nivel mundial. Describe la producción de petróleo, gas natural y licuables en Bolivia desde 1925 hasta la actualidad, incluyendo los principales campos productores y compañías involucradas. También resume la geología estructural y estratigráfica de la cuenca sedimentaria de Chaco-Tarija, la cual contiene la
Para caracterizar geológicamente los yacimientos de hidrocarburos, se recopila información geológica del subsuelo incluyendo aspectos sedimentológicos, estratigráficos y estructurales. Los yacimientos se clasifican considerando factores como el tipo de roca almacenadora, la trampa, los fluidos almacenados y el tipo de empuje natural. La caracterización implica analizar facies sedimentarias, procesos diagenéticos y generar un modelo geológico integrado con datos geofísicos,
Este documento describe diferentes tipos de registros caliper, incluyendo caliper mecánico, electromagnético, multifinger y ultrasónico. Explica que un registro caliper mide continuamente el diámetro y forma de un pozo a lo largo de la profundidad usando brazos articulados. Los registros caliper proporcionan información sobre la condición del pozo que se usa para interpretación de datos y detección de deformaciones o corrosión.
El documento habla sobre conceptos básicos en la evaluación de formaciones petrolíferas, incluyendo parámetros como porosidad, saturación, permeabilidad y su medición. También explica cómo la perforación de un pozo afecta las condiciones originales del yacimiento a través del proceso de invasión, creando zonas invadidas y lavadas, y cómo esto debe considerarse al interpretar registros eléctricos.
Este documento presenta información sobre la geología del petróleo. Explica conceptos clave como el sistema petrolero, principios geológicos, clasificación de rocas, origen y migración de hidrocarburos, ambientes sedimentarios y tipos de trampas. También describe procesos como la generación de petróleo a partir de materia orgánica enterrada, su migración hacia rocas almacén y su acumulación en trampas creadas por fallas, discordancias u otras características geológicas.
El documento describe el proceso de perfilaje de pozos, que consiste en tomar y monitorear perfiles o registros de un pozo que miden las propiedades geológicas y petrofísicas de las formaciones atravesadas. Los principales tipos de perfiles son registros de diámetro, eléctricos, radiactivos y de porosidad, los cuales proveen información sobre litología, contenido de fluidos, y propiedades físicas de la roca. La interpretación de los perfiles es clave para la exploración y evaluación de yac
Este documento introduce los modelos geológicos para estudios de simulación numérica de campos hidrocarburíferos. Explica que el modelo geológico cuantifica parámetros como la heterogeneidad de la permeabilidad y la conectividad del reservorio. También describe los diferentes tipos de modelos geológicos, incluyendo los modelos interpretativo, geológico y matemático. Finalmente, resume los objetivos de realizar simulaciones numéricas de reservorios.
Los mapas isópacos muestran los espesores variables de una unidad estratigráfica mediante curvas que conectan puntos de igual espesor. Ilustran el tamaño y forma de depresiones durante un período geológico definido por planos de estratificación. Existen diferentes tipos de mapas isópacos según el material sedimentario como arena o limo, o según midan el espesor bruto o neto de hidrocarburos.
El documento describe los diferentes ambientes sedimentarios, incluyendo continentales, de transición y marinos. Los ambientes sedimentarios son zonas donde se acumulan sedimentos y se clasifican según su ubicación, procesos geológicos y condiciones ambientales. Algunos ejemplos de ambientes sedimentarios son fluviales, lacustres, deltaicos, de plataforma continental y abisales.
Propiedades petrofísicas de las rocas (grupo 2)Jimmy Grf
Este documento presenta información sobre las propiedades petrofísicas de las rocas, en particular la porosidad y la permeabilidad. Define la porosidad y describe su clasificación según la morfología de los poros y el tiempo de formación. Explica los factores que influyen en la porosidad de areniscas y carbonatos. Luego, detalla métodos para medir la porosidad en laboratorio y a través de registros de pozos. Finalmente, introduce el concepto de permeabilidad, factores que la afectan y la ley de Darcy.
Exploración y producción para pozos.
COMPLETACIÓN DE POZOS, Conceptos básicos de la completación de pozos, Caída de Presión del Yacimiento, Caída de presión en la completación, Factores que influyen en la conexión efectiva pozo – yacimiento, Alteraciones en la zona cercana al pozo, Componentes del efecto “skin”, Efectos de la penetración parcial o cañoneo insuficiente, tipos de completación
El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util
El documento clasifica y describe los diferentes tipos de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo su mecanismo de producción, estructura geológica, estado termodinámico de los fluidos y tipo de hidrocarburo. También define las reservas de hidrocarburos y métodos para estimarlas, como el volumétrico, cálculos por curvas de comportamiento y simulación numérica.
El documento describe diferentes técnicas de estimulación matricial reactiva. Estas involucran la inyección de soluciones químicas ácidas a bajas presiones para disolver materiales extraños y parte de la roca, removiendo daños y obstrucciones. Los principales ácidos utilizados son clorhídrico, fluorhídrico y acético. También se discuten aditivos como inhibidores de corrosión y surfactantes para controlar la reacción ácida y mejorar la penetración.
El documento trata sobre la compleción de pozos. Explica los diferentes tipos de pozos según su clasificación y objetivos. Describe los métodos de compleción como la compleción con empaque de grava, a hoyo desnudo o con revestidor cementado. También cubre los tipos de compleción como sencilla, múltiple o monobore. Finalmente, analiza factores como los ambientales, del entorno y recursos disponibles que se consideran en el diseño de una compleción.
Las trampas de hidrocarburos se forman cuando los hidrocarburos se acumulan debajo del suelo en estructuras geológicas como anticlinales o fallas. Existen varios tipos de trampas, incluyendo trampas estructurales (formadas por pliegues o fallas), trampas estratigráficas (formadas por variaciones en la estratigrafía) y trampas combinadas.
Análisis de modelos petrofísicos para formaciones clásticasItalo Ramirez
Este documento presenta la tesis de Jonathan Avendaño Hernández para obtener el grado de Ingeniero Geofísico. La tesis analiza modelos petrofísicos para formaciones clásticas, caracterizando sus propiedades geológicas, físicas y petrofísicas. Incluye simulaciones numéricas para crear registros sintéticos y comparaciones de estimaciones de propiedades como volumen de arcilla y saturación de agua usando diferentes modelos.
Este documento describe los principios de la gerencia integral de yacimientos petroleros. La gerencia integral de yacimientos es un proceso continuo que integra recursos óptimos para procesar y analizar información sobre el yacimiento con el fin de generar un plan de desarrollo y explotación que maximice la recuperación de hidrocarburos de manera económica y técnicamente factible. El proceso implica identificar y definir cada yacimiento, establecer escenarios de comportamiento futuro, minimizar perforaciones innecesarias, y controlar operaciones
Este documento proporciona información sobre la elaboración de mapas estructurales e isopacos. Explica que los mapas estructurales muestran la configuración de un horizonte o estrato subterráneo mediante el trazado de curvas que conectan puntos de igual posición estructural, mientras que los mapas isopacos ilustran el espesor de unidades estratigráficas a través de líneas de igual espesor corregido. Además, detalla los pasos y normas para la construcción de ambos tipos de mapas, incl
Este documento describe la geología e historia de la producción de hidrocarburos en Bolivia. Resume que los hidrocarburos son un componente importante de la economía boliviana a pesar de su pequeña producción a nivel mundial. Describe la producción de petróleo, gas natural y licuables en Bolivia desde 1925 hasta la actualidad, incluyendo los principales campos productores y compañías involucradas. También resume la geología estructural y estratigráfica de la cuenca sedimentaria de Chaco-Tarija, la cual contiene la
Para caracterizar geológicamente los yacimientos de hidrocarburos, se recopila información geológica del subsuelo incluyendo aspectos sedimentológicos, estratigráficos y estructurales. Los yacimientos se clasifican considerando factores como el tipo de roca almacenadora, la trampa, los fluidos almacenados y el tipo de empuje natural. La caracterización implica analizar facies sedimentarias, procesos diagenéticos y generar un modelo geológico integrado con datos geofísicos,
Este documento describe diferentes tipos de registros caliper, incluyendo caliper mecánico, electromagnético, multifinger y ultrasónico. Explica que un registro caliper mide continuamente el diámetro y forma de un pozo a lo largo de la profundidad usando brazos articulados. Los registros caliper proporcionan información sobre la condición del pozo que se usa para interpretación de datos y detección de deformaciones o corrosión.
El documento habla sobre conceptos básicos en la evaluación de formaciones petrolíferas, incluyendo parámetros como porosidad, saturación, permeabilidad y su medición. También explica cómo la perforación de un pozo afecta las condiciones originales del yacimiento a través del proceso de invasión, creando zonas invadidas y lavadas, y cómo esto debe considerarse al interpretar registros eléctricos.
Este documento presenta información sobre la geología del petróleo. Explica conceptos clave como el sistema petrolero, principios geológicos, clasificación de rocas, origen y migración de hidrocarburos, ambientes sedimentarios y tipos de trampas. También describe procesos como la generación de petróleo a partir de materia orgánica enterrada, su migración hacia rocas almacén y su acumulación en trampas creadas por fallas, discordancias u otras características geológicas.
El documento describe el proceso de perfilaje de pozos, que consiste en tomar y monitorear perfiles o registros de un pozo que miden las propiedades geológicas y petrofísicas de las formaciones atravesadas. Los principales tipos de perfiles son registros de diámetro, eléctricos, radiactivos y de porosidad, los cuales proveen información sobre litología, contenido de fluidos, y propiedades físicas de la roca. La interpretación de los perfiles es clave para la exploración y evaluación de yac
Este documento introduce los modelos geológicos para estudios de simulación numérica de campos hidrocarburíferos. Explica que el modelo geológico cuantifica parámetros como la heterogeneidad de la permeabilidad y la conectividad del reservorio. También describe los diferentes tipos de modelos geológicos, incluyendo los modelos interpretativo, geológico y matemático. Finalmente, resume los objetivos de realizar simulaciones numéricas de reservorios.
Los mapas isópacos muestran los espesores variables de una unidad estratigráfica mediante curvas que conectan puntos de igual espesor. Ilustran el tamaño y forma de depresiones durante un período geológico definido por planos de estratificación. Existen diferentes tipos de mapas isópacos según el material sedimentario como arena o limo, o según midan el espesor bruto o neto de hidrocarburos.
El documento describe los diferentes ambientes sedimentarios, incluyendo continentales, de transición y marinos. Los ambientes sedimentarios son zonas donde se acumulan sedimentos y se clasifican según su ubicación, procesos geológicos y condiciones ambientales. Algunos ejemplos de ambientes sedimentarios son fluviales, lacustres, deltaicos, de plataforma continental y abisales.
Propiedades petrofísicas de las rocas (grupo 2)Jimmy Grf
Este documento presenta información sobre las propiedades petrofísicas de las rocas, en particular la porosidad y la permeabilidad. Define la porosidad y describe su clasificación según la morfología de los poros y el tiempo de formación. Explica los factores que influyen en la porosidad de areniscas y carbonatos. Luego, detalla métodos para medir la porosidad en laboratorio y a través de registros de pozos. Finalmente, introduce el concepto de permeabilidad, factores que la afectan y la ley de Darcy.
Exploración y producción para pozos.
COMPLETACIÓN DE POZOS, Conceptos básicos de la completación de pozos, Caída de Presión del Yacimiento, Caída de presión en la completación, Factores que influyen en la conexión efectiva pozo – yacimiento, Alteraciones en la zona cercana al pozo, Componentes del efecto “skin”, Efectos de la penetración parcial o cañoneo insuficiente, tipos de completación
El documento habla sobre los diferentes tipos de daños que pueden ocurrir en las formaciones durante las operaciones de perforación, terminación, producción, fracturamiento hidráulico y estimulación ácida de pozos. Estos daños incluyen invasión de sólidos, precipitación química, formación de emulsiones, bloqueo por agua, y cambios en la permeabilidad debido a factores como la hinchazón de arcillas, fluidos incompatibles, y depósitos de parafina o asfáltenos. También describe los fluidos util
El documento clasifica y describe los diferentes tipos de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo su mecanismo de producción, estructura geológica, estado termodinámico de los fluidos y tipo de hidrocarburo. También define las reservas de hidrocarburos y métodos para estimarlas, como el volumétrico, cálculos por curvas de comportamiento y simulación numérica.
El documento describe diferentes técnicas de estimulación matricial reactiva. Estas involucran la inyección de soluciones químicas ácidas a bajas presiones para disolver materiales extraños y parte de la roca, removiendo daños y obstrucciones. Los principales ácidos utilizados son clorhídrico, fluorhídrico y acético. También se discuten aditivos como inhibidores de corrosión y surfactantes para controlar la reacción ácida y mejorar la penetración.
El documento trata sobre la compleción de pozos. Explica los diferentes tipos de pozos según su clasificación y objetivos. Describe los métodos de compleción como la compleción con empaque de grava, a hoyo desnudo o con revestidor cementado. También cubre los tipos de compleción como sencilla, múltiple o monobore. Finalmente, analiza factores como los ambientales, del entorno y recursos disponibles que se consideran en el diseño de una compleción.
Las trampas de hidrocarburos se forman cuando los hidrocarburos se acumulan debajo del suelo en estructuras geológicas como anticlinales o fallas. Existen varios tipos de trampas, incluyendo trampas estructurales (formadas por pliegues o fallas), trampas estratigráficas (formadas por variaciones en la estratigrafía) y trampas combinadas.
Análisis de modelos petrofísicos para formaciones clásticasItalo Ramirez
Este documento presenta la tesis de Jonathan Avendaño Hernández para obtener el grado de Ingeniero Geofísico. La tesis analiza modelos petrofísicos para formaciones clásticas, caracterizando sus propiedades geológicas, físicas y petrofísicas. Incluye simulaciones numéricas para crear registros sintéticos y comparaciones de estimaciones de propiedades como volumen de arcilla y saturación de agua usando diferentes modelos.
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Este documento trata sobre la evaluación de formaciones petrolíferas. Describe los procesos empleados como el análisis de registros de lodo, registros de pozos, toma de núcleos y muestras de ripios. Explica cómo estas técnicas proporcionan datos sobre la litología, porosidad y volumenes de fluidos en las rocas para determinar su potencial petrolífero.
Este documento trata sobre la evaluación de formaciones petrolíferas. Describe los procesos empleados como el registro de lodo, registros a hoyo desnudo, toma de núcleos, MWD y LWD. También cubre los tipos de muestras tomadas como núcleos y ripios. Explica procedimientos como el análisis de calcimetría y fluorescencia para evaluar las formaciones. El objetivo general es estudiar cualitativa y cuantitativamente las formaciones penetradas por pozos para determinar su significado comercial.
Este documento describe los estudios integrados de yacimientos de hidrocarburos, los cuales buscan optimizar la recuperación económica de las reservas a través de un análisis multidisciplinario e integrado. El proceso consta de 4 fases que validan la información de la anterior y generan modelos geológicos, de producción y de negocio. Estos estudios requieren equipos altamente especializados y su costo es bajo comparado con los mayores ingresos que permiten al maximizar la extracción.
Este documento trata sobre la modelación integral de yacimientos petroleros. Presenta los objetivos de dar una visión general del papel integrador de la modelación matemática y computacional en la caracterización geológica-petrofísica y en la simulación de los mecanismos de flujo y transporte en los yacimientos petroleros. También revisa los diferentes enfoques y modelos que permiten realizar de manera sistemática la integración de las diferentes fuentes de información para la obtención de modelos geológico-petrofísicos real
El documento describe el proceso de caracterización de yacimientos petroleros, el cual involucra la aplicación de conocimientos de ingeniería para modelar la estructura, estratigrafía, petrofísica y fluidos del yacimiento con el fin de optimizar la explotación del área y aumentar las reservas. Se utilizan diversas herramientas como modelos, simulaciones, análisis de datos de producción y pruebas para comprender mejor las propiedades del yacimiento.
Este documento describe los perfiles de pozo y registros de producción. Los perfiles de pozo proporcionan información sobre las propiedades físicas y petrofísicas de las rocas atravesadas por un pozo. Los registros de producción miden parámetros como flujo, presión y temperatura para evaluar el rendimiento de un pozo y diagnosticar problemas. También se utilizan en pozos inyectores para monitorear la inyección de fluidos en diferentes zonas.
El documento describe el proceso de caracterización de un yacimiento de hidrocarburos, el cual consiste en generar un modelo geológico del yacimiento integrando datos geofísicos, petrofísicos, geológicos e de ingeniería para calcular reservas y desarrollar un plan óptimo. La caracterización incluye la generación de un modelo estático inicial basado en información previa, el análisis de sedimentos para definir la geometría y distribución de los depósitos, e ilustrar las características estructurales
Este documento introduce los estudios de yacimientos de carbonatos, los cuales se han vuelto más importantes debido a grandes descubrimientos de hidrocarburos. Explica que la caracterización petrofísica y geológica de un yacimiento permite definir la calidad de la roca y unidades de flujo para generar un modelo preciso. Finalmente, detalla algunos objetivos como describir las propiedades de los carbonatos con hidrocarburos y establecer una metodología para estudiar fracturas.
Este documento presenta una metodología para la caracterización de yacimientos petroleros mediante el uso de herramientas geoestadísticas. La metodología incluye tres etapas principales: 1) desarrollo de un modelo geológico conceptual, 2) modelado de litofacies utilizando técnicas de simulación estocástica, y 3) creación de un modelo numérico tridimensional de las propiedades petrofísicas como porosidad y permeabilidad a través de simulaciones geoestadísticas restring
El documento describe tres tipos de logueos (geológico, geotécnico e hidrogeológico) que se utilizan en la minería y exploración. El logueo geológico implica la recopilación de datos litológicos, estructurales y de alteración/mineralización mediante perforaciones diamantinas. El logueo geotécnico evalúa parámetros como dureza y resistencia de la roca para la planificación minera. Finalmente, el logueo hidrogeológico estudia ag
Mitigacion y control del drenaje de acido de rocasGidahatari Agua
Esta presentacion trata la prevencion, mitigacion, tratamiento, monitoreo y por ultimo la evaluacion en ralacion de la funcion y gesgion de drenaje acido de rocas.
Este documento presenta información sobre la caracterización y modelado petrofísico avanzado. Explica conceptos como litología, tipos de rocas, unidades de flujo, gráficos de Winland y Pittman, y conversión de curvas de presión capilar a radio de garganta poral. El objetivo principal del análisis de tipos de rocas es generar un marco para la distribución 3D de propiedades que represente las variaciones observadas en los pozos y permita predecir las propiedades en áreas no perforadas.
Guia de laboratorios de mecanica de rocasMaricia Soto
Este documento presenta una guía de laboratorios de mecánica de rocas. Incluye 10 laboratorios que cubren temas como la descripción petrográfica de rocas, la determinación de propiedades físicas como humedad y porosidad, y ensayos mecánicos como compresión simple, tracción indirecta, corte directo y compresión triaxial para caracterizar el comportamiento mecánico de las rocas.
Este documento presenta una introducción a la evaluación petrofísica y análisis de datos sísmicos. Explica cómo la evaluación petrofísica caracteriza las propiedades de las rocas y fluidos contenidos en ellas para determinar su potencial como prospectos petroleros. También describe los principales registros de pozos, fórmulas y métodos utilizados para analizar la porosidad, saturación de fluidos, resistividad del agua y otras propiedades clave de las formaciones rocosas.
Este documento describe una metodología para el diseño de pilares en minas subterráneas de carbón. Explica los tipos de pilares, su forma, y los aspectos geológicos y estructurales que deben considerarse. La metodología incluye determinar la clasificación del macizo rocoso, el espesor de cobertura, la relación de esfuerzos horizontal-vertical, el porcentaje de recuperación, y el cálculo del esfuerzo en los pilares y su resistencia para determinar el factor de seguridad. El objet
Práctica N° 3 .- Unidad III.- Análisis, administración de datos y modelad...AzulRodriguezContrer
Este documento describe los procesos de análisis, administración de datos y modelado de yacimientos petroleros. Explica que durante la vida de un yacimiento se recolecta una gran cantidad de datos que requieren ser adquiridos, analizados, almacenados y recuperados de manera eficiente. También describe los pasos para realizar un modelo del yacimiento, incluyendo la revisión crítica de datos, la creación de bases de datos, y la generación de un modelo geométrico tridimensional que represente las características geológicas
El documento presenta un plan de trabajo para la elaboración de un plan de explotación de un campo petrolero. El plan consta de tres fases. La primera fase incluye la revisión de los modelos estático y dinámico del campo. La segunda fase implica la elaboración de soportes técnicos. Y la tercera fase es la elaboración del informe final, el cual definirá los puntos de drenaje para el plan de explotación. El equipo de trabajo contará con geólogos, ingenieros de petróleo, un petrofísico y un té
El documento presenta un plan de trabajo para la elaboración de un plan de explotación de un campo petrolero. El plan consta de tres fases. La primera fase incluye la revisión de los modelos estático y dinámico del campo. La segunda fase implica la elaboración de soportes técnicos. Y la tercera fase es la elaboración del informe final, el cual definirá los puntos de drenaje para el plan de explotación. El equipo de trabajo contará con geólogos, ingenieros de petróleo, un petrofísico y un té
Equipo 4. Mezclado de Polímeros quimica de polimeros.pptxangiepalacios6170
Presentacion de mezclado de polimeros, de la materia de Quimica de Polímeros ultima unidad. Se describe la definición y los tipos de mezclado asi como los aditivos usados para mejorar las propiedades de las mezclas de polimeros
Los puentes son estructuras esenciales en la infraestructura de transporte, permitiendo la conexión entre diferentes
puntos geográficos y facilitando el flujo de bienes y personas.
4. Características “Reales” de las rocas que
componen un Yacimiento de Petróleo
¿Como realizar un
Modelo de estas Rocas?
5. El núcleo es la única expresión tangible de
muestras de la formación que permite realizar
mediciones directas (análisis geológicos-
mineralógicos, propiedades del yacimiento,
petrofísicas y ensayos geomecánicos).
Importancia de los Núcleos para la
Caracterización de los Yacimientos
6. Beneficios:
• Caracterización de las propiedades del yacimiento
(datos obtenidos con mediciones directas).
• Cálculos de Reservas más óptimos.
• Se obtiene información útil para atacar problemas
de productividad (arenamiento, bajo aporte, etc).
• Optimización de los planes de explotación
(cañoneo, estimación y fracturamiento hidráulico).
• Maximizar la rentabilidad del yacimiento.
Datos Obtenidos de los Análisis de Núcleos
7. Datos Obtenidos de los Análisis de Núcleos
Limitaciones:
• Lentitud de adquisición y alto costo.
• Necesidad de planificación adecuada en equipos y
fluidos de perforación.
• Supervision en manejo y preservación para
garantizar integridad del núcleo.
• Supervisión en muestreo (corte de tapones) para
garantizar que exista representatividad.
8. Datos Caracterización Simulación Gerencia
Modelo estático
Modelo dinámico
Datos
validados
del Proyecto
Modelo
de
Negocio
FASE I FASE II FASE III FASE IV
Etapas de un Estudio Integrado
9. • Detección de necesidades
adicionales de información
• Revisión de estudios previos
• Conociendo naturaleza y
complejidades determinar
alcance de Fase II
• Identificación de
oportunidades inmediatas.
• Base de datos del proyecto
FASE I
Datos
Conversión
Adquisición
Recolección
Inventario
Análisis
Validación
Pruebas de
pozos
Producción
Inyección
Arquitectura Petrofísicos Fluidos Históricos
Sísmicos
Geológicos
Perfiles
Núcleos
P.V.T.
Muestras
Modelo de
datos
Fase I: Auditoria de Datos Disponibles
10. Datos Caracterización Simulación Gerencia
Modelo estático
Modelo dinámico
Modelo de
datos
validados
del Proyecto
Modelo
de
Negocio
FASE I FASE II FASE III FASE IV
Fase II: Modelo Estático del Yacimiento
11. Modelo Petrofisico
Modelo Estratigráfico
Sedimentología
Modelo Sedimentológico
ESTUDIOS INTEGRADOS
Ningún Modeloestá
separado de otro
Modelo Geoestadistico
Modelo Estructural
Integración del Modelo
Estático
Modelo de Fluidos
0
100
200
300
400
500
600
165 1615 3015 5315
PRESION(LPCA)
Rs(PCN/BN)
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
Bo(BY/BN)
PVT
Bo
Rs
ESTUDIOS INTEGRADOS
Ningún modeloestá
separado de otro
Fase II: Modelo Estático del Yacimiento
12. FASE II Caracterización.........
Modelo
Estratigráfico
Define Arquitectura
interna del yacimiento.
Marcadores de interés
o unidades crono-
estratigráficas:
límites de secuencias,
superficies de
máxima inundación.
Correlaciona y Define
unidades de flujo y
Mapas de distribución
de arenas
Modelo
Estructural
Define Marco
Estructural:
Orientación y
geometría de
los elementos
estructurales
y la
Delimitación
areal del
yacimiento
Modelo
Sedimentológico
Define
geometría,
distribución y
calidad de los
depósitos de
las Unidades
de Flujo.
Límites y/o
Barreras
verticales.
Modelo
Petrofísico
Define
parámetros
básicos : K,
Ø, Vsh, Sw
Parámetros
de corte.Mapas
de
isopropiedades.
Modelo
de Fluidos
Define
propiedades
de fluidos y
distribución
inicial en el
yacimiento.
Cuantifica
volúmenes de
hidrocarburos
en sitio
0
100
200
300
400
500
600
165 1615 3015 5315
PRESION(LPCA)
Rs(PCN/BN)
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
Bo(BY/BN)
PVT
Bo
Rs
Etapas de un Estudio Integrado
13. Modelo Estructural
USO DE LA SISMICA PARA :
1.- Proveer un marco estructural
mediante identificación del
reflector del tope del yacimiento,
y de los lentes que lo conforman,
donde la resolución de la sísmica
lo permita.
2.- Definir orientación y Geometría
de los elementos estructurales.
3.- Delimitar las estructuras o
cierres que confinan la
acumulación.
Modelo Estructural
OBJETIVOS
• Identifican Marco Estructural Regional
• Interpretar marco Estructural Local
- Horizontes
- Planos de fallas
- Polígonos de Fallas
- Características Sismoestratigráficas
14. EstructuralTope de Guasare
Mapa EstructuralTope de Guasare Vista 3D de la Superficie Estructuralde Guasare
Generación de Mapas Estructurales y Superficies 3D
15. Modelo Estructural
VLG3707
VLG3
707
VLG3715
VLG3
715
VLG 3726
VLG37
26
VLG3
724
VLG 3724
VLG 3721
Modelo Estratigráfico
• Identifican limites de secuencia y
superficies de máxima inundación.
• Identifican secuencias y para-
secuencias.
• Identificar omisión o repetición de
secuencias (pozos fallados).
• Mapas de espesores
Proveer un marco Estratigráfico mediante
correlación de los reflectores intra-yacimiento de
los lentes que lo conforman. Apoyándose en :
•CORRELACIONES LITOLÓGICAS POZO-POZO
•MARCO CRONO O BIOESTRATIGRAFICO
• ANALISIS DE ESTRATIGRAFÍA SECUENCIAL
Modelo Estratigráfico
OBJETIVOS
17. Modelo Estructural
OBJETIVOS
VLG3707
VLG3
707
VLG3715
VLG3
715
VLG 3726
VLG37
26
VLG3
724
VLG 3724
VLG 3721
Modelo Estratigráfico
Modelo Sedimentológico
núcleos
Los análisis de núcleos
proveen información clave
para la caracterización de
yacimientos
El modelo sedimentológico complementa
y calibra los modelos estratigráfico y
estructural, además de las propiedades
de la roca para la caraterización
petrofísica final.
Modelo Sedimentológico
• Análisis de Facies.
• Definir ambientes
• Identificar unidades sedimentarias.
• Determinar geometría de los
depósitos.
18. • Modelo Sedimenológico 1D:
- Descripción de Núcleos
- Interpretación de Unidades de Facies en Pozos con Núcleos
- Extrapolación de Unidades Sedimentarias a todos los pozos.
• Modelo Sedimentológico 2D:
- Mapas de Unidades Sedimentarias.
- Interpretación de Paleografía y Ambientes de Depósito.
- Integración con Estratigrafía Secuencial.
• Modelo Sedimentológico 3D:
- Integración y Modelado Geoestadístico de Yacimientos
Modelo Sedimentológico
19. Base de Canal: Se nota el cambio
abrupto del tamaño de los granos
Facies S3 según A.Rodriguez
Base erosiva
Arena grano medio, buen
escogimiento mostrando a
veces estratificaciones
oblicuas.
Arcillas limolíticas
BASE DE CANAL TOPE DE BARRA
Tope de Barra: Se nota el cambio
abrupto del tamaño de los granos
Tope abrupto
Arcillas limolíticas
Arena grano fino, grano-
creciente con
bioturbaciones y clastos de
siderita.
Facies L según A.Rodriguez
Facies S1 según A.Rodriguez
Facies L según A.Rodriguez
2 In. 2 In.
Modelo Sedimentológico
Ambientes de Depósito: Descripciones de Núcleos
20. PATRONES DE GR
SIMPLIFICADOS
CANAL
DISTRIBUTARIO
(FORME DE
CAMPANA)
CANALES
APILADOS
(FORMA
CILINDRICA)
BARRA DE
DESEMBOCADURA
(FORMA DE EMBUDO)
SEDIMENTOS
INTERDISTRIBUTARIOS
(LLANURA DE
INUNDACION, ABANICOS
DE ROTURA, SEDIMENTOS
HETEROLITICOS)
Modelo Sedimentológico
Interpretación de Unidades Sedimentarias eb base a Descripciones Sedimentológicas de
Núcleos y Estudio de Electrofacies
EHJEMPLO DE FACIES
INTERPRETADAS
21. Cilíndrico Embudo Simétrica
Campana Irregular
Limpio, sin
tendencia,
TopeAbrupto
Engrosamiento hacia
el tope
Basey tope
graduales
Baseabrupta,
Afinamientohacia el
tope
Mezcla de de
areniscasy lititas.
Sin tendencia
Eólico, fluvial,
entrelazado,
plataforma
carbonática,
arrecife, cañón
submarino
Abanico derotura,
barra de
desembocadura, isla
debarrera, marino
somero, banco de
carbonatos, lóbulode
abanico submarino
Barra de meandro
fluvial, barra de
meandro tidal, canal
deabanico
submarino, arenas
trangresivas.
Barra costaafuera,
arenastransgresivas,
apilamiento debarras
o canales.
Llanura de
inundación, talud
carbonático o
clástico, relleno
decañón
submarino.
0 150 0 150 0 150
0 150 0 150
Interpretación de Electrofacies
22. ESTRATIGRAFIAESQUEMATICADE DEPOSITOS DE CANALES Y BARRAS
MARKER
GR
Canal Individual
MARCADOR EROSIONADO
Canales Multihistoria
MARCADOR
Cambios Laterales
Canal / Barra CANAL SPLAY (DIQUE)
MARCADOR
MARCADOR
Cambios Laterales
Barra / Canal
BARRA
CANAL
Barra Individual BARRA
MARCADOR
25. Delta de Dominio Fluvial: Se produce un delta lobulado o digitado con
buen desarrollo de canales distributarios. Hay estratificación cruzada
unidireccional
Ambientes Deltáicos
26. Delta de Dominio de Mareas: Se observa un plano deltáico arqueado con
canales de marea sinuosos y llanuras deltáicas bien definidas. Hay
estratificación cruzada bidireccional (flujo y reflujo de mareas).
Ambientes Deltáicos
27. Modelo SedimentológicoArenas C-4.Modificadode Tevino y Otros (1997)
Mapa de Espesor de Arena Neta Mapa de Electrofacies
Fuente: Estudio HRT del Alto de Ceuta (1999).
Modelo Sedimentológico
29. Modelo Estructural
VLG3707
VLG3
707
VLG3715
VLG3
715
VLG 3726
VLG37
26
VLG3
724
VLG 3724
VLG 3721
Modelo Estratigráfico
Modelo Sedimentológico
Modelo Petrofísico
Cuantifica los parámetros básicos de porosidad,
saturación, permeabilidad y contenido de
arcillas de los depósitos.
Modelo Sedimentológico
OBJETIVOS
• Determinación parámetros básicos
• Correlación propiedades núcleo-perfiles.
• Definición de tipos de roca o petrofacies.
•Definición de modelo de evaluación y
parámetros de corte (cut-off)
•Calibración datos producción
• Mapas de isopropiedades.
31. Modelo Estructural
VLG3707
VLG3
707
VLG3715
VLG3
715
VLG 3726
VLG37
26
VLG3
724
VLG 3724
VLG 3721
Modelo Estratigráfico
Modelo Sedimentológico
Modelo Petrofísico
Modelo de Fluidos
Modelo de Fluídos
OBJETIVOS
• Análisis de fluidos
• Propiedades p.v.t.
• Permeabilidades relativas
• Presiones capilares
• Contactos iniciales de fluidos
• Cálculo POES/GOES
• Cálculo de Factor de Recobro
• Cálculo de Reservas
32. FASE II
Se debe poblarespacialmente los
volúmenesinterpozos
interpolando la información puntual.....
GEOESTADISTICAMENTE
x
y
z
SS3 Arenisca grano grueso
S11 Arenisca grano medio
S2 Arenisca grano fino
S2 L, H
0-50 mD
50-100 mD
100-150 mD
150-200 mD
VIII
VII
VI
V
IV
VIII
VII
VI
V
IV
SIMULACIÓN
ESTOCASTICA
FACIES
Kx
MODELO
GEOESTADÍSTICO
Modelo Geoestadístico
CARACTERIZACIÓN...
Modelo
Estático
Los 5 Modelos constituyen una
Caracterización Determinístico
MODELO
ESTRUCTURAL
MODELO
ESTRATIGRÁFICO
MODELO
SEDIMENTOLÓGICO
MODELO
PETROFÍSICO
MODELO
DE DATOS
MODELO
DE FLUIDOS
0
100
200
300
400
500
600
165 1615 3015 5315
PRESION(LPCA)
Rs(PCN/BN)
1,2
1,25
1,3
1,35
1,4
1,45
1,5
Bo(BY/BN)
PVT
Bo
Rs
34. YACIMIENTO
FALLA
GEOLOGICA
GAS
ROCA SELLO
ROCA RESERVORIO
AFLORAMIENTO
ROCOSO
POZO
YACIMIENTO
FALLA
GEOLOGICA
GAS
ROCA SELLO
ROCA RESERVORIO
AFLORAMIENTO
ROCOSO
POZO
Diferencia entre Modelo Determinístico y
Modelo Estocástico
Modelo Determinístico: Basado sólo en la
Interpretación conceptual del yacimiento y en la
interpolación/extrapolación de las propiedades.
Modelo Estocástico: Basado en lña
interpretación conceptual del yacimiento, pero
considerando las probabilidades (aleatorios) y
utilizando técnicas geoestadísticas.
35. • Porque los modelos determinísticos producen predicciones optimistas
con modelos muy simplificados (interpolación/extrapolación de las
propiedades del yacimiento sin tomar en cuenta las probabilidades y
estadísticas).
• La ausencia de un modelo integrado del yacimiento que trate de
representar sus variaciones de propiedades (anisotropía),
heterogeneidades y compartimientos, frecuentemente produce
modelos con estructura, volúmenes de reservas, distribución de facies
y propiedades del yacimiento poco confiables.
• Los modelos simplificados y optimistas pueden llevar al fracaso de la
implantación de un Plan de Explotación o Recuperación Mejorada de
Hidrocarburos, produciendo pérdidas de inversiones cuantiosas.
¿Por qué utilizar la Geoestadística en el
Modelado de Yacimientos?
36. Conceptos Básicos
Modelaje Convencional
(Determinístico)
Modelaje Geoestadistico
(Estocástico)
El modelaje geoestadístico brinda la posibilidad de manejar la incertidumbre y
el riesgo dentro del proceso de predicción del comportamiento futuro del
yacimiento a través de la evaluación de múltiples imágenes del yacimiento
(pesimistas - media - optimistas)
1
2
3
n
Realizaciones
estocásticas
Predicción
deterministica
¿Por qué utilizar la Geoestadística en el
Modelado de Yacimientos?
37. ¿Que es el Geomodelado?
El geomodelado es el proceso de integración y modelado geoestadistico de las
propiedades de un yacimiento (petrolífero, mineral), reservorio de agua
subterránea (hidrogeología) o macizo rocoso (geotecnia – mecánica de rocas).
El producto final de un geomodelado es un “grid” o malla 3D, en el cual se
modelan las características y propiedades del yacimiento. Esta malla 3D se
denomina también modelo “geocelular”, o “geoestadístico” porque la distribución
de espacio geológico esta subdividido en celdas que constituyen el yacimiento.
Cada una de estas celdas esta poblada con propiedades del yacimiento: facies,
tipos de roca, porosidad, permeabilidad, saturaciones, etc. A su vez, el
procedimiento de “poblamiento de propiedades” se lleva a cabo mediante la
utilización de técnicas geoestadísticas.
El modelado geoestadístico también se utiliza para calcular el volumen de
petróleo original en sitio (POES), y a su vez, sirve para poder realizar una
posterior simulación dinámica del yacimiento y elaborar un plan optimo para la
explotación del mismo.
38. • INTEGRAR INFORMACIÓN MULTIDISCIPLINARIA
• SÍSMICA, PETROFÍSICA, GEOLÓGICA, GEOQUÍMICA, GEOMECÁNICA, YACIMIENTOS Y DE PRODUCCION
•HONRAR LAS HETEROGENEIDADES
• LOS MODELOS SUAVES Y CONTINUOS LLEVANA PLANES DE DESARROLLO POBRE
• LOS MODELOS HETEROGENEOS SIRVEN DE BASE PARA UN PLAN DE DESARROLLO OPTIMIZADO
• FACTORES CLAVES EN EL GEOMODELADO: HETEROGENEIDADESAHONRAR Y DESCRIBIR
•CARACTERIZAR FACIES Y PROPIEDADES DEL YACIMIENTO
• ASPECTOS FUNDAMENTALES DEL ESTUDIO DEL FLUJO DENTRO DEL YACIMIENTO:
1) ARQUITECTURADE UNIDADES DE FLUJO
2) DISTRIBUCION ESPACIAL DE PROPIEDADES DE FLUIDO / ROCA
3) CALCULO DEL PETROLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)
• CUANTIFICACIÓN DE INCERTIDUMBRE Y RIESGO
• SE PUEDE OBTENER MÚLTIPLES MODELOS CONSISTENTES:
1) PESIMISTA 2) OPTIMISTA 3) INTERMEDIO
• SE PUEDE OPTIMIZAR EL RIESGO
¿Que queremos de los Modelos
Geoestadísticos?
39. • La Heterogeneidad puede ser definida como la variación
de las propiedades del yacimiento en el espacio,
idealmente si un yacimiento fuera homogéneo bastaría
con conocer las propiedades en cualquier punto para
extrapolarlas al resto del yacimiento.
• Heterogéneo ≠ Homogéneo.
• Para lograr una descripción apropiada del yacimiento,
las heterogeneidades deben ser descritas a la escala
apropiada en función de los objetivos del estudio.
Aspectos Relacionados con los Datos
Heterogeneidad
41. Aspectos Relacionados con los Datos
Importante:No olvidar
que los yacimientos
tienen heterogeneidad
a todas las escalas.
Escalas y Heterogeneidades
42. Estadística
Es la rama de la matemática que se ocupa del estudio,
análisis y clasificación de datos aleatorios. La estadística
se puede dividir en tres grupos principales:
• Estadística Descriptiva: Se encarga de la
organización, presentación y síntesis de datos.
• Estadística Inferencial: Se encarga de derivar o
inducir conclusiones de una población basado en
una muestra de datos (probabilidades).
Conceptos Básicos
43. Elementos Considerados en la Estadística Descriptiva
– Media:
– Mediana:
– Moda: valor que más se repite (frecuencia más alta).
– Rango:
– Varianza:
– Desviación estándar:
– Coeficientede Variación:
n
i
i
x
n
x
1
1
2
~
~ 1
2
/
2
/
2
/
)
1
(
n
n
n
x
x
x
x
x
1
)
(
2
1
2
n
x
x
s
n
i
i
Min
Max
Rango
2
s
s
x
s
CV
Conceptos Básicos
44. Ballestrini (2002, p.139) define por población a la totalidad de un conjunto de elementos,
seres u objetos que se desea investigar, y de la cual se estudiará una fracción (la muestra),
que se pretende que reúna las mismas características y en igual proporción.
Según Hernández (2006, p.237) la muestra es un subgrupo de la población del cual se
recolectan los datos y debe ser representativo de dicha población.
Según Ballestrini (2002, p.142) el muestreo es el método de selección de la muestra y
puede ser determinístico (determinado a criterio de los investigadores) o estocástico
(probabilístico). La ecuación para obtener un muestreo probabilístico de una población finita
es la siguiente:
Conceptos Básicos
Población, Muestra y Muestreo
Parámetros de la Ecuación:
n es el muestra calculada
N es la población
P es la proporción de unidades que
poseenelatributo de interés.
Q es el resto aritmético de 100 – P.
E es el error absoluto o precisión de la
estimaciónde la proporción.
45. Distribución de Frecuencia Acumulada
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1 2 3 4 5
F(x)
Distribución de Frecuencia Relativa
0
0,1
0,2
0,3
0,4
1 2 3 4 5
fri
Histogramasy Distribuciones de Fecuencia
Los histogramas son gráficos de barras donde se presenta la
frecuencia de que tienen un grupos de datos discretos (ej: facies) o
contínuos (ej: porosidad). Las distribuciones de frecuencia pueden
ser de dos tipos: relativa y acumulada.
Conceptos Básicos
n
f
f i
Ri
1
Ri
f
j
i
Ri
j f
F
1
Frecuencia Relativa:
Frecuencia Acumulada:
46. Conceptos Básicos
Ejemplo de Distribuciones de Frecuencia en Datos Discretos:
Facies (Unidades Sedimentarias)
Frecuencias Más Altas: Canales (42%) y Lutitas-Arcillas (46%)
Frecuencia Más Baja: Barras (14%)
CANALES
BARRAS
LUTITAS Y
ARCILLAS
47. Frecuencias Más Altas: Tipos de Roca 3 y 4.
Conceptos Básicos
Ejemplo de Distribuciones de Frecuencia en Datos Discretos:
Tipos de Roca
48. Ejemplo de Distribuciones de Frecuencia en Datos Continuos:
Porosidad Efectiva de Arenas
Conceptos Básicos
Frecuencia Más Altas: Phie entre 13% y 16% (20 histogramas de 0% a 22%
49. Conceptos Básicos
Frecuencia Más Altas: Phie entre 12% y 17% (40 histogramas de 0% a 22%
Ejemplo de Distribuciones de Frecuencia en Datos Continuos:
Porosidad Efectiva de Arenas
50. Es una rama de la estadística aplicada al estudio de las “variables regionalizadas” desarrollada
principalmente por los investigadores de las geociencias para modelar superficies y propiedades
distribuidas espacialmente (X,Y,Z). Se basa en considerar que los datos se correlacionan por su
distribución espacial o temporal, siendo su objetivo principal la caracterización de fenómenos
naturales.
Georges Matheron (1930-2000) concibió las principales ideas de la Geoestadística Lineal entre 1954
y 1963 apoyado en los trabajos de Krige, Sichel y Wijs, pioneros en la aplicación de la estadística en
minas de oro de Witwatersrand, África del Sur. Posteriormente dejó definida lo que hoy se conoce
como Geoestadística con su Tesis de Doctor “Las variables Regionalizadas y su Estimación”, París,
1965. Desde entonces, la geoestadística se ha desarrollado cómo ciencia aplicada que da respuesta
anecesidades prácticas y concretas, fundamentalmente en el campo geológico–minero, ha tenido
además, amplia difusión en las diferentes áreas de las geociencias, donde se han realizado
importantes aportes porotros autores.
En los últimos años la geoestadística ha venido siendo ampliamente utilizada en diversas áreas de
investigación:
Industria Minera:Modelado de Yacimientos Minerosy Cálculo de Reservas.
Industria Petrolera: Modelado de Propiedades del Yacimiento, Estudio de Facies, Análisis de
Atributos Sísmicos yModelado de Fracturas.
Estudios Hidrogeológicos:Estudio de Acuíferos, Modelos DigitalesdelTerreno.
Estudios Ambientales:Distribuciónde Agentes Contaminantes.
¿Que es la Geoestadística?
51. Es aquella que está distribuida en el espacio (X,Y,Z), presentando una estructura
espacial de correlación.
Ejemplo de variables de distribución espacial son: Profundidad (TVDSS), Tiempo
Doble de Tránsito (TWT), Facies Sedimentológicas (Canales, Barras, etc),
Porosidad, Permeabilidad, Facies Sísmicas y Atributos Sísmicos (Amplitud,
Impedancia, etc). Tales variables tienen propiedades aleatorias, por lo tanto están
sujeta a cierta cantidad de error estadístico.
La mayoría de los fenómenos naturales dentro del yacimiento son variables de
distribución espacial , por lo que pueden ser estudiadas mediante técnicas
geoestadísticas.
El uso de la geoestadística nos da un mejor entendimiento de esas variables
regionalizadas (superficies y volúmenes) y la calificación de esas incertidumbres.
¿Que son Variables Regionalizadas?
52. Ventajas:
• Integra con facilidad la información.
• Fácilde condicionardatos.
• Se representan heterogeneidades del
yacimiento.
• Predicciónmas realista delflujo.
• Puedenasignarsedirecciones de
anisotropíamediante variogramas.
Desventajas:
• No produce imágenessuaves.
SIMULACION GEOESTADÍSTICA
BASADA EN CELDAS (PIXEL)
SIMULACION GEOESTADÍSTICA
BASADA EN OBJETOS (BOOLEANO)
Ventajas:
• Parámetros de entrada simples
• Imágenes suaves(armonía con modelo
geológico comceptual).
Desventajas:
• No representa heterogeneidadesdel
yacimiento.
• Difícil de condicionardatos
• Requiere muchosdatos que son poco
conocidos de los cuerpos sedimentarios
(ancho,largo,espesor,direcciones,etc).
Tipos de Modelados Geoestadísticos
53. Aplicaciones de las Simulaciones Geoestadísticas
Ejemplosde Modelados 3D de Facies (Petrel 2008)
SIMULACION GEOESTADÍSTICA
BASADA EN CELDAS (PIXEL)
SIMULACION GEOESTADÍSTICA
BASADA EN OBJETOS (BOOLEANO)
54. Aplicaciones de las Simulaciones Geoestadísticas
Elongado
Delta de dominio Fluvial y por
Olas (Mixed waves and rivers)
Lineal
Delta dominado por
Olas (Wave dominated)
Lobulado
Delta de dominio Fluvial
(River dominated)
Ejemplosde Modelados 3D de Líneas de Costa (Roxar Solutions)
55. Aplicaciones de las Simulaciones Geoestadísticas
Ejemplo de Modelado 3D de PropiedadesPetrofísicas del Yacimiento
Modelo de Porosidad
56. ¿Qué son las Redes Neuronales?
Una Red Neuronal (Neural Network) es un algoritmo que toma múltiples datos de
entrada (input) y retorna una de varias posibilidades de salida (output). Estos datos
de entrada pueden ser: registros (electrofacies), propiedades petrofísicas, atributos
símicos, entre otros.
Son modelos matemáticos que emulan algunas propiedades del sistema nervioso:
recepción de datos múltiples, procesamiento de información en paraleo,
aprendizaje y respuesta.
Aplicaciones de las Redes Neuronales
57. Aplicacionesde las Redes Neuronales
Se pueden entrenar redes neuronales con el fin de poder realizar los procesos de:
- Clasificación (Agrupamiento) de Datos
- Predicción (Estimación) de Valores.
Dentro de la caracterización de yacimientos, las redes neuronales tienen una
aplicación muy importante en:
• Clasificación y Propagación de Facies Sedimentarias: Mediante las redes
neuronales pueden clasificarse las facies o unidades sedimentarias dentro de los
pozos con núcleos, integrando las facies interpretadas en los núcleos y los
registros (GR-SGR-RHOB-PHIE). Luego esta clasificación puede extrapolarse al
resto de los pozos que tienen registros y no tienen núcleos.
• Análisis de Facies Símicas: Existen algunas aplicaciones que utilizan las redes
neuronales para clasificar los datos sísmicos (trazas, amplitud, impedancia) en una
serie de facies sísmicas (volúmenes de roca que presentan atributos sísmicos
similares). Ver lámina siguiente.
Aplicaciones de las Redes Neuronales
60. Fase 1: Carga de Datos en la aplicación de Modelado Geoestadístico:
1. Datos Básicos de Pozos: Coordenadas, EMR, PT, Sorbéis Direccionales.
2. Estratigrafía: Topes Formacionales, Miembros, Subunidades y Cortes de Fallas.
3. Horizontes o Superficies Estructurales en Profundidad.
4. Fallas Interpretadas en la Sísmica: Fault Sticks o Superficies de fallas.
5. Polígonos de Fallas
6. Registros de Facies (Unidades Sedimentarias)
7. Registros de Propiedades Petrofísicas.
8. Profundidades de los Contactos de Fluídos (CAPO, CGPO)
9. Saturaciones de Agua (Sw) de cada Tipo de Roca o Petrofacies.
DatosAdicionales a Considerar:
Modelo Sedimentológico Conceptual: Dirección de Sedimentación Principal
(Paleocorrientes), Orientación de los cuerpos de las Unidades Sedimentarias (Canales,
Barras, Arcillas, etc). Truncamientos, Pinch-outs, etc.
Relación Gas-Petróleo (Si hay Casquete de Gas)
Factor Volumétrico del Petróleo (Boi).
Fases de un Modelado Geoestadístico
61. Fase 2: Construir la Malla 3D del Yacimiento:
1. Elaborar el Modelo Estructural 3D: Integrar horizontes, estratigrafías y planos de fallas en
profundidad con la finalidad de construir un “grid 3D” o “malla 3D” del yacimiento.
2. Se recomienda dividir la malla 3D en las unidades estratigráficas que fueron
correlacionadas en el desarrollo del modelo estático. Ejemplo: El Miembro Bachaquero de
la Formación Lagunillas tiene 3 subunidades o zonas:
Zona 1: Subunidad Bachaquero-1
Zona 2: Subunidad Bachaquero-2
Zona 3: Subunidad Bachaquero-3
3. Realizar el Pillar Gridding, es decir, la dimensión horizontal de las celdas. Pueden ser 50m x
50m, 100m x 100m, 200m x 200m, Depende del tamaño del yacimiento, de la distancia
entre pozos y de la complejidad estructural. No puede existir una celda atravezada por 2
pozos. Se recomiendan tener por lo menos 3 celdas entre pozo y pozo.
4. Construir el “Layaring”, es decir, la división en capas del yacimiento. Depende de la
lenticularidad y heterogeneidad del yacimiento. Mientras más lenticular o heterogéneo es
el yacimiento, más delgadas deben ser las capas (mayor es el número de capas).
Fases de un Modelado Geoestadístico
62. Fase 3: Escalar Facies y Propiedades Petrofísicas:
1. Escalar las propiedades discretas (Facies y Tipos de Roca) mediante el método “mas
representado” (Most Of).
2. Escalar las propiedades contínuas (Phie, Vsh) mediante el método “aritmético”
3. En caso de modelarse permeabilidad, escalarla mediante el método “geométrico”
4. Realizar Control de Calidad del Escalamiento, de manera que no exista una diferencia
mayor del 5% entre los registros originales de las propiedades (logs) y los registros
escalados (upscaled).
Fase 4: Analizar Datos:
1. Realizar Histogramas y analizar Distribuciones de Frecuencia
2. Realizar Curvas de Proporción Vertical (CPV) de las Facies)
3. Realizar Curvas de Proporción Vertical (CPV) de los Tipos de Roca o Petrofacies
4. Realizar Variografía (Análisis de Variogramas) en dirección Horizontal de Mayor
Correlación, Horizontal de Menor Correlación y Vertical.
Fases de un Modelado Geoestadístico
63. Fases de un Modelado Geoestadístico
Fase 5: Modelado Geoestadístico de Propiedades y Cálculo de
Volúmenes:
1. Modelar las Facies siguiendo las tendencias del Modelo Sedimentológico Conceptual.
2. Modelar los Tipos de Rocas o Petrofacies, condicionadas al Modelado de Facies.
3. Modelar la Phie, condicionada a los Tipos de Roca o Petrofacies.
4. Modelar Vsh condicionado a las Facies.
5. Obtener la Distribución de Celdas Reservorio y No Reservorio.
6. Modelar Permeabilidad (K), condicionada a los Tipos de Roca o Petrofacies. Puede
hacerse con Co-Kriging de Phie.
7. Asignar la Sw para cada uno de los Tipos de Roca o Petrofacies.
8. Calcular los Volúmenes (POES/GOES).
64. Mallado 3D Finalelaborado en Petrel
Vista de una sección O-E donde pueden
observarselas diferentes subunidades
(Zonas)delYacimientoB-6
Integración del Modelo Estructural y Estratigráfico
Fases de un Modelado Geoestadístico
65. Paralelo altope Paralelo a la base
Proporcional
Tope C6
Base C6
Tope C2
Base C2
Onlaps Toplaps
Fases de un Modelado Geoestadístico
Construcción del “Layering” (División en Capas)
66. Facies Porosidad
P1
Datos de Pozo
(escala ≈0.2 m)
Valor
promedio
P1
Pozo
escalado
Escalamiento de los Pozos
Escalamiento
P1
Construcción
del mallado
(escala 1 m)
« Facies al
centro»
Fases de un Modelado Geoestadístico
67. Curvas de Proporción Vertical (CPV)
Una Curva de Proporción Vertical es un “diagrama de barras apilado” que representa la
distribución vertical de los porcentajes de todos los tipos de facies, de cada uno de los pozos
del área. La proporción de los tipos de facies es calculada capa por capa, según la siguiente
fórmula:
Proporción= Ocurrencia de la Facies / Número de Pozos
Análisis de los Datos Discretos
69. Análisis Estructural de las Variables
Variabilidad Espacial
Como se dijo anteriormente, la geoestadística estudia las variables
regionalizadas, y una variable regionalizada es aquella que está distribuida
en el espacio (X,Y,Z) y que representa un fenómeno natural.
El análisis estructural de las variables regionalizadas consiste
principalmente en la cuantificación de la “variabilidad espacial de los datos
disponibles” de dicha variable. El análisis estructural depende de la
ubicación relativa de los puntos muestreados y no del valor absoluto de
ellos (Jegat, 2001).
Existen diversas maneras de cuantificar la variabilidad espacial, pero el
método más utilizado es el “variograma” o “semivariograma”, el cual juega
un papel primordial en la práctica de la geoestadística.
70. Variograma y Covarianza
Análisis Estructural de las Variables
El Variograma y la Covarianza son las herramientas de la geoestadística que se utilizan para
visualizar, modelar y describir la correlación espacial de una variable distribuida en el
espacio., en otras palabras, representa la forma como se distribuye un fenómeno natural en el
espacio.
Para ilustrar un ejemplo, supóngase que se tienen 900 puntos levantados de un terreno. En
este caso, el fenómeno natural que se estudia es la morfología del terreno, y el variograma
representará la forma como se distribuye la variable “cotas” (Z) en relación a la ubicación
norte y este (X,Y) de los puntos control (pozos).
0 5000 10000 15000 20000 25000
Lag Distance
0
20
40
60
80
100
120
Variogram
Direction: 0.0 Tolerance: 90.0
Column C: COTA (Z)
Fenómeno: Morfología del Terreno Variable: Cotas (Z)
VARIOGRAMA UNIDIRECCIONAL
PARA KRIGING
MODELADO DE SUPERFICIE POR KRIGING
71. Variograma y Covarianza
En el siguiente ejemplo, supóngase que se tienen un yacimiento con 22 pozos con
evaluaciones petrofísicas y se quiere realizar un modelo de porosidad dentro de las facies del
yacimiento. En este caso, el fenómeno natural que se estudia es la porosidad, y el variograma
representará la forma como se distribuye la variable “porosidad” en relación a la ubicación
norte y este (X,Y) de las celdas control (pozos escalados en la malla 3D).
Fenómeno: Distribución de Porosidad Variable: Porosidad
Análisis Estructural de las Variables
VARIOGRAMA HORIZONTAL (EJE DE
MAYOR CORRELACION)
TENDENCIA
MODELADO 3D POR SGS
Puede afirmarse que el variograma es el modelo matemático (función) que “guía” los cálculos
de la distribución de las propiedades que se están modelando.
72. El objetivo de modelar los variogramas es capturar la relación espacial de la
variable a modelar en la mejor forma posible. Al modelar variogramas algunos
problemas pueden encontrarse, los mas comunes son:
Por definición, el variograma es un momento de segundo orden de la distribución
de la función aleatoria:
donde (h) es la función variograma, h es la distancia o “lag” entre los puntos de
control Z(xi) son los valores experimentales en los puntos xi que disponen de datos,
mientras que N(h) es el numero de pares de puntos separados por una distancia h.
Es importante destacar que la función (h) se denomina semivariograma, mientras
que la función 2 (h) es la que se denomina variograma, pero en el ámbito
geoestadístico suele utilizarse el término variograma para referirse a ambas
funciones por igual.
Análisis Estructural de las Variables
Obtención de Variogramas
)
(
1
2
)
(
)
(
)
(
2
1
)
(
h
n
i
i
i h
x
Z
x
Z
h
N
h
73. El Variograma también puede considerarse como el inverso de la Covarianza
(tendencia de una variable aleatoria):
Análisis Estructural de las Variables
Variograma y Covarianza
Distancia
Variograma
Variograma
Covarianza
2
)
(
)
(
)
(
1
)
( h
x
Z
x
Z
h
N
h
C i
i
74. • Semivariogramas: El objetivo de modelar los variogramas es capturar
la relación espacial de la variable a modelar en la mejor forma posible.
Al modelar semivariogramas algunos problemas pueden encontrarse,
los mas comunes son:
• Insuficientenumero de pares
• Inestabilidad y variabilidad
Caso Ideal Caso Real
Modelado de Relaciones Espaciales
Análisis Estructural de las Variables
Objetivos del Modelado de los Variogramas
75. Análisis Estructural de las Variables
POZO-1
POZO-2
POZO-3
POZO-4
POZO-5
POZO-6 POZO-7
POZO-8
POZO-9
POZO-10
D
Ejemplo: Se tiene un total de 10 pozos dentro de una área:
La máxima distancia entre dos pozos en esa área es “D”
Obtención de Variogramas
76. h
Análisis Estructural de las Variables
Cálculo de la Distancia
o “lag” (h) de los
variogramas que se van
a utilizar:
Se recomienda usar como distancia máxima la mitad de la mayor distancia entre los
pozos de un área.
Obtención de Variogramas
77. h h
Análisis Estructural de las Variables
Cálculo de la
Tolerancia de la
Distancia ( h):
Se recomienda usar como Tolerancia la mitad del “lag” ( h = h/2)
Obtención de Variogramas
78. Análisis Estructural de las Variables
Si el Variograma es
Omnidireccional,
no se configura
una dirección
específica, sino
que se calcularán
los pares en todas
las direcciones:
Se recomienda usar como Tolerancia la mitad del “lag” ( h = h/2)
2
2
1
h
Z
h
X
Z
h
N
h
Obtención de Variogramas
80. Análisis Estructural de las Variables
Se recomienda usar como Tolerancia la mitad del “lag” ( h = h/2)
Con Dirección
Preferencial del
Variograma se
calcularán los
pares solo con
los puntos de la
región
sombreada en
verde.
Cálculo de la
Tolerancia de la
Distancia ( h):
2
2
1
h
Z
h
X
Z
h
N
h
Obtención de Variogramas
Se plotean los
puntos de la
Función (h) vs.
Distancia (h)
81. Z
CO
VARIANZA
DISTANCIA ENTRE PUNTOS (h)
MODELO TEÓRICO DEL VARIOGRAMA ESFERICO CON EFECTO PEPITA
RANGO (a)
EFECTO
PEPITA
MODELO
DE VARIOGRAMA
TEÓRICO
(h)
MESETA
(Z)
PUNTOSCALCULADOS APARTIR
DE VALORES REALES
VARIOGRAMAEXPERIMENTAL
a
Análisis Estructural de las Variables
82. • Modelo Teórico del Variograma:
Es la forma de la función del
Variograma Teórico.
• Amplitud o Rango: Es la
distancia a la cual el variograma
se estabiliza, es decir, alcanza la
meseta (zona de influencia o
alcance).
• Meseta o Sill: Es el valor
constante que toma el variograma
en distancias mayores al rango
• Efecto Pepita (Nugget):
Representa alta variabilidad a
cortas distancias.
Análisis Estructural de las Variables
Elementos de un Variograma
Nota: Los variogramas cnn meseta son los de variables “Estacionarias” (que
se estabilizan a grandes distancias)
Los variogramas sin meseta son los de variables “No Estacionaria” (que no
se estabilizan a grandes distancias).
83. Características:
Este modelo representa a un
fenómeno completamente aleatorio,
en el cual no hay correlación
espacial.
No importa cuán cerca se
encuentren los valores de las
variables, siempre serán no
correlacionados.
Modelo Efecto Pepita Puro
S
Distancia
Variograma
0
0
0
h
si
s
h
si
h
Tipos de Variogramas
Modelo de Efecto Pepita (Nugget)
Ecuación:
84. Características:
Tiene Rango “z” y Meseta “a”.
Comportamiento Lineal en el Origen.
Pendiente igual a 1,5 z/a.
Representa fenómenos continuos
pero no diferenciables.
Estacionarios.
Es uno de los modelos de
variogramas más utilizados.
a
h
si
s
a
h
si
a
h
a
h
s
h
3
3
2
1
2
3
Modelo Esférico
Modelo Esférico
Ecuación:
Distancia
Variograma
Tipos de Variogramas
85. a
h
s
h exp
1
Distancia
Variograma
Modelo Exponencial
Modelo Exponencial
Ecuación:
Características:
Meseta (z) que alcanza asintóticamente
Rango aparente igual a “a”
Rango experimental igual a “3a”
Comportamiento lineal en el origen
Pendiente igual a “a”
Representa fenómenos continuos pero
no diferenciables.
Estacionarios.
Tipos de Variogramas
86. a
h
s
h 2
2
exp
1
Distancia
Variograma
Modelo Gaussiano
Modelo Gaussiano
Ecuación:
Características:
Meseta (z) se alcanza asintóticamente.
Rango aparente igual a “a”.
Comportamiento cuadrático en el origen.
Pendiente igual a “a”.
Representa fenómenos continuos
infinitamente diferenciables (sumamente
continuos) y estacionarias.
Tipos de Variogramas
87. a
h
/a
h
s
h
/
seno
1
Distancia
Variograma
Modelo Seno Cardinal
Modelo Seno Cardinal
Ecuación:
Características:
Meseta (z) se alcanza asintóticamente.
Rango aparente igual a “a”.
Rango experimentaliguala “3a”
Comportamiento cuadrático en el origen.
Representa fenómenos continuos con
periocidades (periódico) y estacionarios.
Tipos de Variogramas
89. Cuando se presenta Efecto Nugget puede
ser debido a 2 causas:
a) Que la variable es muy irregular a
distancias cortas.
b) Que hay errores de medición en los
datos de la variable.
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000
Lag Distance
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
Variogram
Direction: 0.0 Tolerance: 90.0
Column C: TRANSMIS
Modelo Combinad Esférico con Efecto Pepita (Nugget)
Tipos de Variogramas
Características:
Tiene Rango “z” y Meseta “a”.
Comportamiento Lineal en el Efecto
Pepita.
Pendiente igual a 1,5 z/a.
Representa fenómenos continuos
pero no diferenciables.
Estacionarios.
a
h
si
s
a
h
si
a
h
a
h
s
h
3
3
2
1
2
3
Ecuación:
90. 0 5000 10000 15000 20000 25000
Lag Distance
0
20
40
60
80
100
120
Variogram
Direction: 0.0 Tolerance: 90.0
Column C: COTA (Z)
Variable: Cotas (Z)
VARIOGRAMA UNIDIRECCIONAL
PARA KRIGING
Variable: Porosidad
VARIOGRAMA HORIZONTAL (EJE DE
MAYOR CORRELACION)
Ejemplo de Variable No
Estacionaria
Ejemplo de Variable
Estacionaria
Tipo: Potencial
Nugget: 0
Meseta: No aplica
Rango: No aplica
Tipo: Esférico
Nugget: 0
Meseta: 0,9
Rango: 1600
Ejemplos de Variogramas
91. 0 5000 10000 15000 20000 25000
Lag Distance
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Variogram
Direction: 0.0 Tolerance: 90.0
Column C
Ejemplos de Variogramas
Mencione los Parámetros y Características del Variograma
Tipo:
Nugget:
Meseta:
Rango:
Variable Estacionaria: ??
Lineal (P = 1)
0
No Aplica
No Aplica
93. Variogramas en Direcciones Preferenciales
La anisotropía se refiere a la variabilidad de una propiedad de un objeto en una
dirección específica o en varias direcciones.
Cuando un yacimiento tiene una propiedad con baja anisotropía quiere decir que
la variación de dicha propiedad es similar en todas las direcciones (horizontales o
vertical), es decir, que tiende a ser “isotrópico”
Cuando un yacimiento tienen una propiedad con alta anisotropía, quiere decir que
la variación de dicha propiedad es más fuerte en una dirección que en otra, es
decir, tendrá una dirección de mayor anisotropía (menor correlación de datos) y
otra de menor anisotropía (mayor correlación de datos).
Generalmente cuando los variogramas experimentales se calculan en distintas
(X, Y, Z) direcciones presenta distintos comportamientos con la variación de la
distancia.
Según las características que presentan los variogramas horizontales y verticales
la anisotropía puede ser de 3 tipos:
Anisotropía
94. 0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
0,0 0,9 2,0 3,0 4,1 5,1 6,2 7,2 8,3 9,3 10,4 11,4
Distancia
Variograma
N-S
E-O
Variogramas en Direcciones Preferenciales
Anisotropía Geométrica
(2D Horizontal)
Es aquella en la que el variograma en distintas
direcciones presenta la misma meseta pero con
rangos distintos. Se presenta comúnmente en
los variogramas horizontales, donde se
presenta mayor continuidad espacial en la
dirección de mayor rango
(E-O), y menor continuidad espacial en la
dirección de menorrango (N-S).
Es aquella en la que el variograma en
distintas direcciones presenta rangos
diferentes y distintas mesetas. Es
característico de variogramas horizontales y
verticales
0
4,5
0 0,6 1,2 1,8 2,4 3 3,6 4,2 4,8 5,4 6 6,6 7,2
Distancia
Variograma
Anisotropía Híbrida
(3D)
95. Interpolado:
Se caracterizan porque se obtiene una sola “realización” de la propiedad
o variable modelada. Existen varios tipos, pero los más utilizados son la
interpolación por “mínimos cuadrados” (método de interpolación
tradicional) y el “kriging”
Kriging: Método de interpolación lineal llamado así en honor a su creador
Donald Krige, que se basa en el análisis estructural de la variable a
través de un variograma, es catalogado como el mejor estimador lineal
no sesgado (BLUE). Son más utilizados para el modelado 2D
(cartografía de isopropiedades).
Los resultados obtenidos por medio del kriging siempre serán más
“suavizados” que los obtenidos a través de simulaciones.
Técnicas de Modelado de Propiedades
96. Simulación:
El objetivo de la simulación es obtener un número de “realizaciones” (3,
4, 5, 10…) de la propiedad o variable modelada, de manera tal que las
realizaciones posean una equivalencia estadística con los datos de la
variable modelada. La equivalencia estadística significa que todas las
simulaciones tengan la misma distribución de probabilidad que los datos
que se simulan. Las simulaciones reproducen mejor que las estimaciones
la variabilidad espacial de las propiedades modeladas, por lo que se
utilizan mayormente para el modelado 3D. En el caso de modelado de
yacimientos, lo ideal es obtener realizaciones donde los valores
simulados coincidan con los valores muestreales (valores en los pozos),
esto se conoce como simulación condicionada. La simulación
condicionada, además de respetar los valores observados, permite tomar
en cuenta el componente errático, el variograma y los histogramas de la
variable.
Técnicas de Modelado de Propiedades
97. Diferencia entre Kriging y Simulación
Kriging
Kriging:
• Respeta los valores de los puntos control
• Resultadosmás suaves
• Una sola realización
Simulación (2 Realizaciones)
Simulación:
• Respeta los valores de los puntos controlsi la
simulaciónes condicionada
• Representa mejorlas heterogeneidades del
yacimiento,estimadas probabilíticamente
• Pueden obtenersevarias realizaciones(más
optimistas,más pesimistas).
Mapa de ANP
98. Todas son posibles, ninguna es real ....
Ejemplo de 4 Realizaciones resultantes de una
Simulación Geoestadística de Permeabilidad
99. Método de Simulación Categoría
Simulación Matricial Condicionada
Simulación Espectral No Condicionada
Simulación por Bandas Rotantes No Condicionada
Simulación por Método de Montecarlo Condicionada
Simulación Gaussiana Secuencial (SGS) Condicionada
Simulación Gaussiana Truncada (TGS) Condicionada
Simulación Plurigaussiana (PGS) Condicionada
Simulación por Indicador Secuencial (SIS) Condicionada
Tipos de SimulacionesGeoestadística:
Los tipos de simulación geoestadística más utilizados son:
Simulaciones Geoestadísticas
Para Variables Discretas (Facies, Tipos de Roca, Petrofacies): TGS, PGS y SIS
Para Variables Continuas (Porosidad, Permeabilidad, Vsh): SGS, Montecarlo.
100. Tipos de Simulación Geoestadística
Sequential Indicator Simulation (SIS)
La simulación por indicador secuencial es una técnica de modelado estocástico para propiedades
discretas (Facies,Tiposde Roca,Petrofacies),donde los resultados dependede:
- Datos Escaladosde los Registros
- Variogramas definidos
- Semilla Aleatoria (Seed Random)
- Distribución de Frecuenciasde datos escalados
- Tendenciasen 1, 2 o 3D.
Este método es el más apropiado para usar cuando la forma de los cuerpos de las faciues que se
están modelando son desconocidas, o cuando se tienen un numero de tendendencias que
controlarán los tipos de facies, por ejemplo, cuando se usa un atributo sísmico para controlar la
probabilidad deocurrencia de una cierta facies.
El método es estocástico (pueden hacerse varias realizaciones), a su vez, si el número de la
semilla (seed)varía, las realizaciones puden resultarmuydiferentes.
101. Truncated Gaussian Simulation (TGS)
La simulación gaussiana truncada es una técnica de modelado estocástico para propiedades
discretas (Facies,Tiposde Roca,Petrofacies),donde los resultados dependede:
- Datos Escaladosde los Registros
- Variogramas definidos
- Semilla Aleatoria (Seed Random)
- Distribución de Frecuenciasde datos escalados
- Tendenciasen 1, 2 o 3D.
La simulación gaussiana truncada puede ser utilizada en sistemas sedimentarios donde hay una
trancisión natural de facies a través de una secuencia, como por ejemplo: ambientes carbonáticos
y secuencias fluvio-deltáicasprogradacionales.
El método es estocástico (pueden hacerse varias realizaciones), a su vez, si el número de la
semilla (seed) varía, las realizaciones puden resultar muy diferentes. También presenta la
versatilidad de configurar las tendencias de las transiciones de las Facies en 1, 2 o 3 direcciones
(TruncatedGaussian with Trends).
Este método involucra primero escoger cuáles son los códigos de las facies que serán incluidas
en la secuencia y en qué orden. Luego, especificar la fracción global para cada una de las facies y
un variograma paratodaslas diferentes facies.
Tipos de Simulación Geoestadística
102. Modelado de Facies con Sequential
Indicator Simulation (SIS)
Modelado de Facies con Truncated
Gaussian Simulation (TGS)
Tipos de Simulación Geoestadística
103. Pluri-Gaussian Simulation (PGS)
La simulación pluri-gaussiana es una técnica de modelado estocástico para propiedades
discretas (Facies,Tiposde Roca,Petrofacies),donde los resultados dependede:
- Datos Escaladosde los Registros
- Variogramas definidos
- Semilla Aleatoria (Seed Random)
- Distribución de Frecuenciasde datos escalados
- Tendenciasen 1, 2 o 3D.
La técnica plurigaussiana permite según un esquema de control de los contactos entre facies,
simular con una sola corrida facies y petrofacies respetando un patrón de depositación. El
modelo final de yacimiento es el modelo de petrofacies con los respectivos valores de porosidad
de permeabilidadde las arenas de barra y de las arenas de canal.
Estos algoritmos no están disponible enla aplicación Petrel.Sólo en la aplicación RML delIFP.
Tipos de Simulación Geoestadística
104. TRES TIPOS DE CONTACTOS ENTRE FACIES Y COMO AFECTAN LOS
RESULTADOS DE LA SIMULACION PLURIGAUSSIANA
Tipos de Simulación Geoestadística
105. Sequencial Gaussian Simulation (SGS)
La simulación gaussiana secuencial es una técnica de modelado estocástico para propiedades
contínuas (Porosidad,Permeabilidad,Vsh,etc),donde los resultados dependede:
- Datos Escaladosde los Registros
- Variogramas definidos
- Semilla Aleatoria (Seed Random)
- Distribución de Frecuenciasde datos escalados
- Tendenciasen 1, 2 o 3D.
Sequential Gaussian Simulation honra la data de pozos, distribuciones de entrada, variogramas y
tendencias. La distribución de variogramas es usada para crear variaciones locales, de manera
homogénea hasta lejos de los puntos control. Se recomeinda realizar múltiples realizaciones para
visualizary comprenderla incertidumbre de la distribución.
Este método presenta la verstilidad de poder utilizar co-kriging para optimizar las tendencias de
las propiedades modeladas. El co-krging (co-simulación) se utiliza para guiar la simulación de una
variable usando la distribución espacial de una segunda variable, junto con un coeficiente de
correlación (collocated co-kriging). Por ejemplo modelar permeabilidad con co-kriging de la
porosidad efectiva,con un coeficiente decorrelación de 0,5.
Tipos de Simulación Geoestadística
106. Modelado de Porosidad Efectiva con
Secuencial Gaussian Simulation (SGS)
Tipos de Simulación Geoestadística
107. Tipos de Simulación Geoestadística
Modelado de Permeabilidad con Secuencial Gaussian
Simulation (SGS) utilizando Co-Kriging con la Phie
108. Recomendaciones para realizar
Simulaciones Geoestadísticas
No existe una metodología única para realizar modelados geoestadísticos de yacimientos, y
las técnicas que se utilicen dependen del intérprete y de las características de los datos.,
sin embargo, pueden tomarse en cuenta las siguientes recomendaciones:
• Para las las variables discretas (Facies, Tipos de Roca, Petrofacies) se recomienda utilizar
Simulación Plurigausiana (SPG) o Indicador Secuencial (SIS).
• Para las variables continuas (Phie, Kv, Kh, Sw. So) se recomienda utilizar las
Simulaciones Gaussiana Secuencial (SGS) o Simulación Gaussiana Truncada (TGS).
También puede utilizarse Kriging.
• Primero deben simularse las Facies, tratando de seguir las tendencias del modelo
sedimentológico conceptual (paleocorrientes, geometría), luego simular los Tipos de Roca o
Petrofacies condicionadas a las Facies; y posteriormente las propiedades Phie y K
condicionadas a los Tipos de Roca o Petrofacies.
• Se recomienda correr por lo menos 3 realizaciones para cada estimación de propiedades,
luego obtenerse un promedio.
• Verificar que los valores máximos y mínimos de las propiedades que se están modelando
coincidan con los puntos control.
109. Software actualmente más utilizados para
Modelado Geoestadístico de Yacimientos
• Petrel. Empresa: Schlumberger
• Gocad. Empresa: Paradigtm
• Roxar. Empresa: Roxar Solutions
• Reservoir Modelling Line (RML). Instituto Francés del
Petroleo (IFP).
Nota: Todas tienen sus fortalezas y debilidades.
110. Recomendaciones para validar
Modelados Geoestadísticos
Revisión de Estructura y Geometría de la Malla 3D:
• Comparar los topes estratigráficos, las superficies estructurales en 3D (mapas
estructurales) y los planos de falla con la malla 3D del yacimiento.
• Correr las propiedades geométricas del yacimiento, con la finalidad de verificar
que no existan celdas con volúmenes negativos y que las celdas conserven la
ortogonalidad.
• Verificar que el tipos de “Layering” concuerde con las características
estratigráficas del yacimiento: onlaps, downlaps, truncamientos, cambios de
espesor. A su vez, verificar que exista por lo menos una zona por miembro o
unidad estratigráfica correlacionada.
111. Recomendaciones para validar
Modelados Geoestadísticos
Revisión de Modelado de Propiedades:
• Realizar Histogramas de las Facies originales (logs) vs. las Facies escaladas
(upscaled). Verificar que el escalamiento no tenga una diferencia mayor al 5%.
Realizar el mismo procedimiento con los Tipos de Rocas o Petrofacies, Porosidad
Efectiva (Phie) y Permeabilidad (K).
• Realizar Histogramas de las Facies escaladas (upscaled) vs. el modelado de
Facies. Verificar que el escalamiento no tenga una diferencia mayor al 5% y que
la distribución del modelado de Facies mantenga la misma proporción
(geometría) que las Facies escaladas. Realizar el mismo procedimiento con los
Tipos de Rocas o Petrofacies, Porosidad Efectiva (Phie) y Permeabilidad (K).
• Realizar las Curvas de Proporción Vertical (CPV) de Facies escaladas
(upscaled) vs. el modelado de Facies. Verificar que la distribución del modelado
de Facies mantenga la misma proporción que las Facies escaladas. Realizar el
mismo procedimiento con los Tipos de Rocas o Petrofacies (solo propiedades
discretas).
112. Recomendaciones para validar
Modelados Geoestadísticos
Histogramas Comparativos entre la Permeabilidad de registros
(logs) y la Permeabilidad escalada (upscaled)
113. Recomendaciones para validar
Modelados Geoestadísticos
Histogramas Comparativos entre la Permeabilidad escalada
(upscaled) y el Modelado de Permeabilidad
114. Recomendaciones para validar
Modelados Geoestadísticos
Revisión de Modelado de Propiedades:
• A partir de la Malla 3D generar mapas de espesor vertical de Arena Neta y mapa
de average (promedio) de Porosidad Efectiva de Arenas. Comparar con los
sumarios petrofísicos y/o los mapas de isopropiedades. Chequear que en los
puntos control (pozos) los valores de los mapas obtenidos de la Malla 3D y los
valores de los sumarios petrofísicos no tengan diferencias mayores al 10%.
Ejemplo: 250’ de ANP en mapa de Malla 3D y 230’ de ANP en sumario
petrofísico.
115. Kriging Simulación (2 Realizaciones)
Mapa de ANP
Recomendaciones para validar
Modelados Geoestadísticos
Los valores de los puntos control no deben variar más del 10%