Interpretación elástica, mecánica, litológica e intervalos productores de pozos no convencionales: “shale gas” y “tigth oil” mediante plantillas ternarias de física.
El presente trabajo abordó la metodología para aplicar plantillas maestras de litofacies obtenidas desde el modelado micromecánico de las propiedades elásticas.
La metodología es útil y muy efectiva para obtener modelos petro-elásticos, escalar datos petrofísicos, índices de fragilidad de pozos y sísmicos de formaciones terrígenas.
Las propiedades petrofísicas de porosidad, saturación y mineralogía entre otras, se relacionan consistentemente con las propiedades elásticas y de fragilidad mediante la aplicación de la física de rocas.
Asimismo, el resultado es la interpretación elástica, mecánica, litológica e intervalos productores de pozos no convencionales: shale gas y tigth oil mediante plantillas de física de rocas; los casos de estudio fueron: Barnett, Eagle Ford y Chicontepec.
Del mismo modo, esta metodología recorta la incertidumbre en los estudios de petrografía, petrofísica, estratigrafía y estudios geofísicos.
Sin embargo, siempre existen dudas de cómo escalar y conciliar la información de diversos estudios en los cuales se utilizan técnicas experimentales a escala micro. El trabajo, asimismo; evaluó registros geofísicos a escala de pozo y su posterior correlación estratigráfica, más aún cuando se trata de escalar esta información a datos sísmicos a escala de campo.
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Las dudas, asimismo, surgen si se presentan demasiadas inconsistencias en la interpretación elástica, mecánica y litológica de pozos no convencionales: “shale gas” y “tigth oil”; para ello, en este trabajo se contribuye con la metodología para la aplicación de plantillas de física de rocas en la definición de pay zones.
Los casos de estudio son Barnett, Eagle Ford y Chicontepec; los cuales corresponden respectivamente a yacimiento no-convencional silíceo, yacimiento no-convencional calcáreo y yacimiento de arenas apretadas.
Durante la interpretación elástica, mecánica y litológica de pozos no convencionales: “shale gas” y “tigth oil”; se presentó la metodología para la aplicación de plantillas de física de rocas.
Asimismo, durante el estudio, se presentó el escalamiento de propiedades estáticas y dinámicas de las formaciones se puede realizar consistentemente; con la aplicación de polígonos de litofacies “Ov-Ni templates” obtenidos desde el modelado micromecánico.
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A su vez, se integraron de manera natural los datos petrográficos, petrofísicos, de pozo y sísmicos con una metodología única basada en física de rocas.
Cabe mencionar que la aplicación de modelos micromecánicos para escalar propiedades se están utilizando actualmente en la frontera de la tecnología.
Del mismo modo, la metodología tiene aplicación en estudios de caracterización estática de yacimientos; presión de poro y geomecánica, planeación y diseño del fracturamiento hidráulico, sedimentología y estratigrafía, inversión sísmica en 3D.
Los ingenieros Rubén Nicolás López, Aurelio España Pinto, Oscar Valdiviezo Mijangos, Pablo Romero Hernández, Alfredo Lopez Lena Estrada y Manuel Espinosa Ortega presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
