000			03806nmc a2200241 4500
005			20260521180220.0
008			260224s xxu ing
041			_aInglés
082			_a068.82 553.28 C62 2018 0015644
100	1		_aChao, Gabriel _958423
100	1		_aAchilli, Federico _951871
111	2		_aSimposio de Geofísica (2018 nov. 5 - 9 : Mendoza) _9561
245	0	0	_aAn integrated quantitative interpretation study to characterize sweet spots in a shale-play in Vaca Muerta using pre-stack and azimuthal seismic
270			_a30/06/2022 ; 05/02/2019
300			_a16 p. ; 65-81
520			_aLas características petrofísicas de los yacimientos no convencionales presentan nuevos desafíos para la caracterización de dichos reservorios en términos de que información puede extraerse de la sísmica. Los "sweet-spots" se caracterizan por una combinación de alto contenido orgánico, alta fracabilidad y alta densidad de fracturas naturales. Diferentes atributos sísmicos pueden proveer información indirecta sobre estas propiedades pero las metodologías clásicas de caracterización sísmica de reservorios deben ser adaptadas y optimizadas.En este trabajo presentamos un estudio integrado de interpretación cuantitativa de atributos elásticos y anisotrópicos para evaluar el valor agregado de las metodologías de inversión elástica simultánea, para caracterizar contenido orgánico total y fracabilidad e, inversión acimutal para caracterizar densidad y orientación de fracturas naturales. Con este propósito, una adquisición sísmica 3D con una buena cobertura acimutal ("WAZ-wide azimuth") y un rango adecuado de "offsets" fue planificada. Uno de los objetivos principales fue la generación de cubos robustos 3D de cobertura azimutal y angular apropiada para aplicar métodos de caracterización sísmica de reservorios. El yacimiento estudiado pertenece al bloque de la Escalonada, en la formación Quintuco-Vaca Muerta en la cuenca neuquina y su potencial ha sido probado por pozos verticales de delineación. Para la fase de desarrollo es importante optimizar la distancia entre pozos y por lo tanto la importancia de la optimización del uso cuantitativo de la sísmica 3D. Los atributos elásticos obtenidos a partir de una inversión elástica incluyen las impedancias P y S y la densidad. En este trabajo usamos un método de clasificación litosísmica para la estimación de la fracabilidad basado en los coeficientes de Lamé que nos permite independizarnos del uso del cubo invertido de densidad y obtener un atributo de fracabilidad más robusto. La intensidad y dirección de la anisotropía acimutal fueron calculadas usando la técnica de AVAz (Variación de la Amplitud con el Acimut). Estos resultados fueron comparados con la interpretación de logs de imagen disponible y atributos estructurales sísmicos que muestran la dirección principal de las fallas y lineamientos.La interpretación integrada de los resultados demostró que la impedancia-P es un buen indicador litológico de buenas facies con valores altos de contenido orgánico y porosidad. El análisis del atributo de fracabilidad mostró resultados interesantes y consistentes con el modelo estratigráfico secuencial de la cuenca. Este atributo resultó además robusto en mapear secuencias regionales carbonáticas. Los atributos acimutales mostraron cierto grado de correlación con los logs de imagen y su interpretación converge cuando se combina con los atributos elásticos
650		0	_aFísica de rocas _9891
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856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Conexplor2018/SGeof/1470.pdf
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