Estudio petrofísico

Garantiza una correlación precisa entre los registros de pozo, las mediciones petrofísicas y los datos sísmicos:

• Alineación de las profundidades de los registros de pozo con la sísmica y los topes de formación
• Calibración tiempo–profundidad y profundidad–profundidad con checkshots o VSP
• Corrección de las diferencias entre las profundidades de referencia KB, DRL y del registro
• Sustenta un modelamiento confiable de las propiedades del yacimiento y el amarre sísmica-pozo

Elimina de los datos de pozos y petrofísicos los artefactos asociados a la adquisición y al entorno:

• Correcciones ambientales por temperatura, presión y condiciones del pozo
• Compensación de la deriva de la herramienta, los offsets de los sensores y las condiciones del pozo
• Estandarización de las unidades y la calibración de los registros entre pozos
• Garantiza mediciones petrofísicas coherentes y comparables

Detección y tratamiento de mediciones petrofísicas no válidas, ruidosas o inconsistentes:

• Detección y eliminación de valores atípicos en registros y datos de núcleos
• Marcado de mediciones faltantes, ruidosas o no representativas
• Verificación de las respuestas de las herramientas y de la calidad de las propiedades derivadas
• Entrega conjuntos de datos depurados para el modelamiento de física de rocas, la inversión y la caracterización de yacimientos

Permite identificar de forma robusta las variaciones litológicas y de fluidos en el yacimiento. Análisis cuantitativo de registros de pozo para diferenciar la litología y las propiedades de los fluidos:

• Gráficos cruzados multiparamétricos (p. ej., Vp/Vs vs. densidad, impedancia acústica [AI] vs. impedancia de corte [SI])
• Discriminación de litología y fluidos
• Detección de anomalías y tendencias de facies
• Insumo para la calibración de la física de rocas y de la inversión sísmica

Aporta un entendimiento de alta resolución de la composición del yacimiento para el amarre sísmica-pozo y la interpretación cuantitativa (QI). Estimación detallada de la composición mineral y la volumetría a partir de datos petrofísicos:

• Cálculo de las fracciones volumétricas de cuarzo, arcilla, carbonato y otros minerales
• Integración de registros de densidad, neutrón, sónico y resistividad
• Apoyo a la generación de plantillas de física de rocas y al modelamiento elástico
• Calibración con datos de núcleos y de laboratorio

Sustenta una caracterización de yacimientos coherente y una planeación focalizada del desarrollo. Subdivisión del yacimiento en unidades estratigráficas o petrofísicas significativas:

• Zonificación por capas o basada en propiedades
• Integración de tendencias de registros, datos de núcleos y marcadores sísmicos
• Identificación de zonas productoras, no productoras o de transición
• Insumo para la estimación volumétrica, el mapeo de facies y el modelamiento de yacimientos

Evaluación cuantitativa del contenido de arcilla y de lutita en el yacimiento:

• Determinación de la fracción de arcilla a partir de registros de pozo
• Apoyo a la clasificación litológica y a la estimación de porosidad y permeabilidad
• Integración con modelos de física de rocas y con la inversión sísmica

Estimación del volumen de arcilla a partir de registros petrofísicos individuales:

• Análisis de registros de rayos gamma, densidad, neutrón o sónico
• Evaluación simple y rápida del contenido de arcilla
• Útil para la interpretación petrofísica preliminar y la identificación de facies
• Calibración con núcleos u otros registros para mayor precisión

Enfoque integrado que combina varios registros para mejorar la precisión:

• Técnicas de gráficos cruzados y de regresión con múltiples registros
• Análisis simultáneo de registros de rayos gamma, densidad, neutrón y sónico
• Mejor discriminación litológica y corrección por arcilla
• Aporta insumos confiables para el modelamiento de física de rocas, la inversión y la zonificación

Integración de múltiples registros para una estimación precisa de la porosidad:

• Validación cruzada de los registros de densidad, neutrón y sónico
• Determinación de la porosidad total, efectiva y corregida por arcilla
• Identificación de tendencias y heterogeneidad de la porosidad
• Calibración con modelos de física de rocas para la inversión sísmica y el modelamiento de yacimientos

Determinación avanzada de la porosidad y tipificación de fluidos mediante mediciones de NMR:

• Determinación de la porosidad total y efectiva
• Tipificación de fluidos (ligados vs. libres) y estimación de hidrocarburos móviles
• Análisis de la distribución de T2 para obtener información sobre el tamaño de poro y la permeabilidad
• Integración con registros convencionales para una evaluación robusta del yacimiento

Calibración y validación de alta fidelidad de la porosidad derivada de registros:

• Gráficos cruzados núcleo–registro para verificar la porosidad y la litología
• Corrección de sesgos a escala de registro y de efectos ambientales
• Establece un vínculo confiable entre las mediciones de pozo y las propiedades sísmicas
• Aporta insumos precisos para la inversión, el modelamiento petrofísico y la simulación de yacimientos

Estimación cuantitativa de la saturación de agua y de hidrocarburos en formaciones limpias:

• Determinación de la saturación de agua (Sw) con registros de resistividad y porosidad
• Calibración del factor de formación y del exponente de saturación
• Integración con modelos de litología y porosidad
• Sustenta los cálculos volumétricos y la estimación de hidrocarburos en sitio

Análisis de saturación de fluidos en yacimientos arcillosos:

• Consideración simultánea del contenido de arcilla y de la respuesta de resistividad
• Los modelos incluyen los enfoques de Waxman–Smits, Simandoux y doble agua (Dual Water)
• Mejor estimación de Sw en arenas arcillosas para una cuantificación precisa de hidrocarburos
• Integración con el volumen de arcilla y la porosidad derivados de registros

Evaluación de la distribución de fluidos del yacimiento y de la permeabilidad relativa:

• Análisis de mediciones de laboratorio de presión capilar en núcleos
• Estimación de las saturaciones residuales de aceite y de agua
• Integración con perfiles de Sw derivados de registros y con el mapeo de facies
• Sustenta el modelamiento de yacimientos, la simulación de flujo y la predicción del recobro

Estimación de la permeabilidad a partir de registros de pozo convencionales:

• Gráficos cruzados de porosidad, saturación de agua y litología
• Modelos empíricos establecidos (p. ej., Timur, Coates, Wyllie–Rose)
• Evaluación rápida de la permeabilidad en todo el yacimiento
• Sustenta el modelamiento inicial del yacimiento y los insumos de simulación

Clasificación de intervalos del yacimiento según su capacidad de flujo:

• Integración de tendencias de porosidad, permeabilidad y litología
• Identificación de zonas de alta y baja permeabilidad
• Unidades de flujo hidráulico (HFU) para un modelamiento coherente del yacimiento
• Sustenta el análisis de producción por zonas y la ubicación de pozos

Caracterización avanzada de la permeabilidad y del flujo con datos de NMR:

• Análisis de la distribución del tamaño de poro (distribuciones de T2)
• Cálculo de los volúmenes de fluido efectivo y móvil
• Estimación de la permeabilidad mediante modelos basados en NMR (p. ej., Timur-Coates)
• Integración con datos de porosidad y facies para un modelamiento de flujo de alta resolución