Revista: | Ingeniería petrolera |
Base de datos: | PERIÓDICA |
Número de sistema: | 000417112 |
ISSN: | 0185-3899 |
Autores: | Morales Salazar, Juan Pedro1 Nicolás López, Rubén2 García Herrera, Mario Gerardo2 Samaniego Verduzco, Fernando1 |
Instituciones: | 1Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Ingeniería, Ciudad de México. México 2Instituto Mexicano del Petróleo, Ciudad de México. México |
Año: | 2018 |
Periodo: | Mar-Abr |
Volumen: | 58 |
Número: | 2 |
Paginación: | 100-113 |
País: | México |
Idioma: | Inglés |
Tipo de documento: | Artículo |
Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
Resumen en español | Es de gran importancia obtener dato de gran calidad referentes a la presión de poro, con el objetivo de alcanzar el éxito en las tareas de perforación, así como para realizar una simulación de yacimientos más exacta. La mayoría de los métodos de presión de poro realizan una comparación entre una tendencia normal y con medidos del registro sónico, registro de resistividad o del exponente d. Las formaciones de lutita muestran una respuesta directa en la porosidad y la presión de poro en función de la profundidad; la mayoría de los métodos para predicción de presión de poro están basados en el comportamiento de las lutitas. Sin embargo, los carbonatos presentan un origen sedimentario totalmente diferente; son rígidos y pueden no presentar respuesta en porosidad, pero sí sobrepresión. Este trabajo está basado y presenta algunos resultados de una tesis de Maestría presentada en la Universidad Nacional Autónoma de México, (UNAM). Este trabajo trata la teoría del nuevo método para la predicción de poro en carbonatos desarrollado por Vahid Atashbari et al., publicado por la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE por sus siglas en Inglés). El nuevo método para el cálculo del esfuerzo efectivo se obtuvo utilizando datos de las compresibilidades del yacimiento y de las formaciones rocosas. En el caso de bajo compactación, la presión de poro depende del cambio del espacio poroso. De igual manera se presenta una solución propuesta al nuevo método para la predicción de la presión de poro. Adicionalmente, se muestran tres aplicaciones del nuevo método en formaciones de carbonatos en México |
Resumen en inglés | It is of great importance to obtain high quality pore fluid pressure information in order to succeed in drilling tasks and also to perform an accurate reservoir simulation. The main objective of the pore pressure method is to make a comparison between a normal trend with measured data, from the sonic log, formation resistivity or d-exponent. Shale formations show direct responses on porosity and pore pressure as a function of burial; therefore most of the methods are based on shale. However, carbonates have a different sedimentary origin; they are rigid and might not show response on porosity and over pressure at the same time. This work involves the theory of a pore pressure prediction method for carbonate reservoirs developed by Atashbari et al (2012). The method to calculate the effective stress was developed by using compressibility attributes of reservoir and formation rocks (Method of pore-and-rock compressibilites). In the case of under compaction, pore pressure depends on the change of pore space within the rock, which is a function of rock (matrix) and pore compressibilities as well as of bulk compressibility. An improved solution for the pore pressure prediction method in carbonates is the main objective of this work. Brief flow diagram that would allow the easy application of this method in carbonate formations is presented. Additionally, three applications of the method in carbonate formations from Mexico are shown |
Disciplinas: | Ingeniería, Geociencias |
Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Geología, Carbonatos, Presión de poros, Compresibilidad |
Keyword: | Petroleum engineering, Geology, Carbonates, Pore pressure, Compressibility |
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