03341nab a2200229 4500 20260520000244.0 260224s xxu Un método para estimar permeabilidad en pozos sin corona a partir de perfiles 23/10/2006 ; 05/09/2005 15 p. La descripción de reservorios para estudios de simulación requiere un buen conocimiento de las permeabilidades. Lamentablemente, sólo se cuenta con valores de permeabilidad confiables a partir de ensayos de laboratorio de coronas que se extraen por lo general de un porcentaje reducido de pozos. A menudo esta información se extrapola para calcular las permeabilidades en todo el campo pero la falta de suficientes puntos de medición suele generar predicciones poco seguras. En el presente trabajo, proponemos un método para estimar permeabilidades de formaciones a partir de perfiles de pozos y datos de coronas. El análisis incluye un primer paso que consiste en la interpretación de la petrofísica y una caracterización en litofacies, electrofacies y unidades de flujo hidráulico. Este paso conlleva el uso de herramientas matemáticas modernas para clasificar en forma lógica cada región-reservorio en una unidad de flujo hidráulico dada (discreta). Como segundo paso se mapean los datos de permeabilidad a partir de coronas con los datos de perfiles de pozos usando redes neuronales y las restricciones observadas en el primer paso del análisis. Este método permite el uso de valores de unidades de flujo hidráulico continuos y reduce el error qeu surge del mapeo entre los datos de perfiles y las unidades de flujo hidráulico. El método sería aplicable a cualquier tipo de reservorio siempre que se disponga de suficientes datos de coronas y perfiles. En el mismo se asume que la ecuación de Carman-Kozeny es válida para las rocas reservorio (hipótesis bastante razonable) y que los perfiles disponibles contienen información intrínseca sobre tortuosidad, distribución del tamaño de la arena, características de cementación, etc. que en definitiva determinan el comportamiento de la roca en cuanto a fluidos. Esta hipótesis es normalmente sólida porque los perfiles disponibles no pueden leer la totalidad de los fenómenos físicos que cubren la compleja dinámica del flujo en las rocas reservorio. El método se aprobó usando datos de coronas y perfiles disponibles en una formación areniscosa del yacimiento Chihuido de la Salina, ubicado en la Cuenca Neuquina de Argentina. Como ciertos puntos de medición de coronas no se usaron para entrenar la red neuronal, resultaron de utilidad a los efectos de la validación y la comparación. A pesar de los inconvenientes mencioados, el método demostró ser superior en cuanto a rendimiento a las técnicas de regresión estándares y al método de unidades de flujo hidráulico. BIP. Boletín de Informaciones Petroleras Año 1; no. 1, Agos. 2005, p. 68-82 ARTICULO Lacentre, Pablo E. 33914 Carrica, Pablo M. 31435 Repsol YPF 453 Universidad Argentina de la Empresa 28082 Carrica, Pablo M. 31435 Repsol YPF 453 Universidad Argentina de la Empresa 28082 178008 178008 0 0 0 0 245827 BAAB BAAB 2026-03-05 200037528 0 200037528 2026-03-05 23:37:11 2026-03-05 ARTICULO