000			03284nmc a2200181 4500
005			20260520165552.0
008			260224s xxu
100	1		_aGuzmán, Andrés _959388
100	1		_aBarrios, Sara _959389
111	2		_aCongreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) _959344
245	0	0	_aMÉTODOS ALTERNATIVOS PARA EL CÁLCULO DE SATURACIÓN DE AGUA EN YACIMIENTOS DE CARBONATOS DE MEZCLA, CASO DE ESTUDIO MIEMBRO "O" DE LA FORMACIÓN ESCANDALOSA. BARINAS, VENEZUELA.
270			_a01/09/2022 ; 01/09/2022
300			_a34 p.
520			_aEl Miembro "O" de la Formación Escandalosa de edad Cretácico, Cuenca de Barinas-Apure, Venezuela, un yacimiento complejo de carbonatos de mezcla de aproximadamente 80' de espesor, con porosidad heterogénea, caracterizado por extremas variaciones verticales de facies. Este yacimiento se encuentra en su etapa madura, con tasas de crudo significativamente bajas y alta RAP (Relación Agua-Petroleo). Por otro lado, casi no existen registros de Hoyo Abierto de última tecnología, tales como registros de imágenes resistivas/acústicas. Considerando el Np, fue necesario cuantificar de manera más precisa los volúmenes iniciales de crudo (POES) mediante la estimación de nuevos valores de Sw (saturación de agua) inicial, en base a la generación de curvas del exponente de cementación "m" variables en profundidad. Inicialmente, se describen detalladamente tapones de núcleos para asegurar que representen las características de textura de roca del intervalo de núcleo al cual pertenecen. A estos tapones se le realizaron pruebas Factor de Formación, "m" y Total (porosidad total). La información del exponente "m" fue correlacionada con varias propiedades como Total, Secondary ó mb, usando la ecuación general de "m" para Triple-Porosidad de Aguilera-AlGhamdi (2011), con la variable del exponente "mf" de la fractura, la cual a su vez depende de la rugosidad del plano de fractura (Aguilera, 2008). La relación PhiSec_Vugas_Aisladas/PhiSec_Conectada, es estimada a partir de los análisis especiales de núcleos (FF). Finalmente, la textura de la roca definida en los núcleos fue matemáticamente correlacionada con las lecturas de los registros, por medio de Análisis de redes neuronales. La propagación de estas texturas de roca a todos los pozos, permitió definir donde usar específicamente modelos de doble o triple porosidad. En conclusión, es posible predecir valores de "m" usando adecuadamente la metodología diseñada. Las facies con alto porcentaje de dolomita no son estrictamente las que tienen mejor capacidad de almacenamiento, ya que en algunos casos el efecto de las porosidades intergranulares es mayor que el de las porosidades secundarias asociadas a la presencia de dolomita. Una buena descripción vertical de texturas y propiedades petrofísicas de la roca, conlleva a obtener valores más precisos de Sw en carbonatos de porosidad múltiple, impactando en el nuevo cálculo de reservas que varía con respecto a los valores oficiales total.
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/2087.pdf
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