| Revista: | Ingeniería petrolera |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000448908 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Autores: | Arévalo López, Humberto Samuel1 Dvorkin, Jack P2 |
| Instituciones: | 1Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción, Ciudad de México. México 2King Fahd University of Petroleum & Minerals, Dharan. Arabia Saudita |
| Año: | 2020 |
| Periodo: | Sep-Oct |
| Volumen: | 60 |
| Número: | 5 |
| Paginación: | 331-346 |
| País: | México |
| Idioma: | Español |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
| Resumen en español | La caracterización de yacimientos con hidrocarburos parte de la suposición de que existen correlaciones estadísticas entre los valores obtenidos a partir de la inversión sísmica, i.e., impedancia P, impedancia S y densidad (Ip, Is y ρ respectivamente), con valores de porosidad, contenido de arcilla y saturación de agua (ϕ, C y Sw respectivamente) interpretados de los registros de pozos. La nueva metodología aquí expuesta difiere de tal suposición y plantea otra: la relación entre las propiedades elásticas (Ip, Is, ρ) puede ser establecida de manera “única” con sus propiedades petrofísicas (ϕ, C, Sw), a través de un modelo de física de rocas calibrado con la geología regional de la cuenca en estudio. La aplicación de esta metodología supone varios pasos que difieren de la caracterización tradicional: (i) los registros de los pozos utilizados en la inversión sísmica se regeneran antes de usarse en el modelo de frecuencias bajas, a través del modelo de física de rocas calibrado; (ii) garantizar que la relación entre las propiedades petro-elásticas es realmente “única” y (iii) verificar que tal correlación sirve a diferentes escalas de medición (con resolución sísmica de ~20 m contra la de los pozos de ~30 cm). Esta metodología fue aplicada con éxito en datos de un campo de aceite al NW de Australia |
| Resumen en inglés | Traditional hydrocarbon reservoir characterization methodologies start from the assumption of existance in some statistical correlations between the properties obtained from the seismic inversion, i.e., P-impedance, S-impedance and density (Ip, Is and ρ, respectively), with petrophysical properties, such as: porosity, content clay and water saturation (ϕ, C and Sw, respectively), interpreted from well logs. The new methodology presented here differs from this assumption and raises another: the relationship between the elastic properties (Ip, Is, ρ), can be established in a “unique” way with its petrophysical properties (ϕ, C, Sw), through a rock physics model calibrated with the regional geology of the basin under study. The application of this methodology involves several steps that differ from the traditional characterization: (i) the well logs used in the seismic inversion are regenerated before being used in the low-frequency model, through the calibrated rock physics model; (ii) ensure that the relationship between petro-elastic properties are truly “unique” and (iii) verify that such correlation serves different measurement scales (with ~20 m in seismic versus ~30 cm in well logs). This methodology was successfully applied to a data from an oil field in NW Australia |
| Disciplinas: | Ingeniería |
| Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Exploración petrolera, Inversión sísmica, Propiedades elásticas, Física de rocas, Yacimientos petrolíferos |
| Keyword: | Petroleum engineering, Oil exploration, Seismic inversion, Elastic properties, Rock physics, Oil fields |
| Texto completo: | https://biblat.unam.mx/hevila/Ingenieriapetrolera/2020/vol60/no5/3.pdf |
