Ficha| Caracterización estática y dinámica de reservorios

OBJETIVOS

El objetivo principal es describir y establecer metodologías generales para la caracterización estática y dinámica de reservorios basadas en modelos geológicos y en la integración de datos petrofísicos de corona, de pozo, sísmicos, y de producción. Dichas metodologías incluyen:

• la estimación de variables geologicas y petrofísicas que controlan la producción de hidrocarburos,
• el control de calidad de los datos
• procedimientos para la construcción de modelos de reservorio sujetos a simulación y predicción de la producción de hidrocarburos
• pruebas de factibilidad, confirmación, y sensibilidad
• análisis de incertidumbre y valor agregado de las mediciones

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CONTENIDOS

• Nociones y principios básicos de ambientes sedimentarios, deformación tectónica, y diagénesis. Trampas estructurales y estratigráficas de hidrocarburos. Impacto en la porosidad, y en la permeabilidad.
• Nociones y principios básicos de petrofísica. Conceptos básicos para el análisis de coronas y secciones delgadas. Principios básicos de la adquisición e interpretación de perfiles de pozo. Uso de los ensayadores de formación para la cuantificación de presión poral, gradientes de fluído, y permeabilidad. Detección y cuantificación de unidades de flujo. Métodos de Winland y Pittman. Cuantificación de la calidad de producción de unidades porosas. Método de Lorenz.
• Correlaciones lito- y crono-estratigráficas de registros de pozo. Topes de formación. Modelos de secuencias y para-secuencias.
• Uso de datos sísmicos post-apilados para establecer correlaciones lito- y crono-estratigráficas entre pozos.
• Localización de contactos agua-hidrocarburos y detección de gradientes verticales de saturación de agua debidos a la presión capilar.
• Relación entre las propiedades elásticas y petrofísicas de las rocas.
• Uso de datos sísmicos pre y post-apilados para la cuantificación de variaciones espaciales de litología, porosidad, espesor de capa, y saturación de agua. Inversión de datos sísmicos. Diferencias entre atributos sísmicos y datos de inversión, ventajas y desventajas. Análisis de factibilidad sísmica y petrofísica. Control de calidad del proceso de inversión sísmica. Uso de atributos sísmicos AVO de interfase para la detección directa de hidrocarburos.
• Inversión de datos sísmicos pre-apilados. Ventajas y desventajas en relación con los atributos AVO.
• Conversiones tiempo-profundidad de datos sísmicos y construcción de modelos celulares de reservorios limitados espacialmente por fallas y horizontes interpretados en los datos sísmicos. Control de calidad.
• Métodos geostadísticos para la construcción de modelos celulares de propiedades petrofísicas de reservorio.
• Inversión geoestadística para construir modelos celulares de reservorio entre pozos que satisfacen los datos sísmicos post- y preapilados. Análisis de incertidumbre y pruebas de correspondencia y sensibilidad.
• Ingreso de cubos de propiedades petrofísicas en simuladores de reservorio tipo ECLIPSE. Diseño de mallas de simulación de producción. Pruebas numéricas de precisión.
• Monitoreo de condiciones dinámicas de producción: presión poral, corte de agua, etc.
• Método sistemático para la corroboración de los modelos celulares de reservorio, de propiedades petrofísicas, y de propiedades de fluidos basado en la predicción de producciones acumuladas y de abatimiento de presión poral. Análisis global de incertidumbre y valor agregado de mediciones adicionales.

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DIRIGIDO A: Geólogos, geofísicos, ingenieros petroleros, y gerentes de planeación, exploración, y producción

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METODOLOGÍA: Teórica-Práctica. Videos, documentos impresos, promoviendo el debate y la ejercitación individual como grupal.

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MODALIDAD: Presencial.

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DURACIÓN: 40 horas.

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OBJECTIVES

• The primary objective is to describe and establish general methodologies for the static and dynamic characterization of reservoirs based on geological models and the integration of petrophysical data from cores, wells, seismic, and production. These methodologies include:

•Estimating geological and petrophysical variables that control hydrocarbon production.

•Quality control of the data.

•Procedures for constructing reservoir models subject to simulation and prediction of hydrocarbon production.

•Feasibility, confirmation, and sensitivity testing.

•Uncertainty analysis and added value of measurements.

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CONTENTS

• Basic Concepts and Principles. Sedimentary environments, tectonic deformation, and diagenesis. Structural and stratigraphic traps for hydrocarbons. Impact on porosity and permeability.
• Basic Concepts of Petrophysics. Basic concepts for core analysis and thin sections. Principles of acquisition and interpretation of well logs. Use of formation testers for quantifying pore pressure, fluid gradients, and permeability. Detection and quantification of flow units. Winland and Pittman methods. Quantifying production quality of porous units. Lorenz method.
• Litho- and Chrono-stratigraphic Correlations. Well log correlations. Formation tops. Sequence and para-sequence models.
• Use of Post-stacked Seismic Data. Establishing litho- and chrono-stratigraphic correlations between wells.
• Locating water-hydrocarbon contacts and detecting vertical saturation gradients due to capillary pressure.
• Elastic and Petrophysical Properties of Rocks
• Elastic and Petrophysical Properties of Rocks. Use of pre- and post-stacked seismic data for quantifying spatial variations in lithology, porosity, layer thickness, and water saturation. Seismic inversion. Differences between seismic attributes and inversion data: advantages and disadvantages. Seismic and petrophysical feasibility analysis. Quality control of the seismic inversion process. Use of AVO seismic attributes for direct hydrocarbon detection.
• Advantages and disadvantages of pre-stacked seismic inversion relative to AVO attributes.
• Time-Depth Conversions. Construction of cell models of reservoirs limited spatially by faults and horizons interpreted in seismic data. Quality control.
• Geostatistical Methods. For constructing cell models of petrophysical properties of reservoirs.
• Geostatistical inversion to build reservoir cell models between wells that satisfy post- and pre-stacked seismic data. Uncertainty analysis and correspondence and sensitivity testing.
• Geostatistical inversion to build reservoir cell models between wells that satisfy post- and pre-stacked seismic data. Uncertainty analysis and correspondence and sensitivity testing. Input of Petrophysical Property Cubes into Reservoir Simulators. Design of production simulation grids. Numerical precision testing.
• Monitoring dynamic production conditions: pore pressure, water cut, etc.
• Systematic method for corroborating reservoir cell models, petrophysical properties, and fluid properties based on the prediction of cumulative production and pore pressure decline. Global uncertainty analysis and added value of additional measurements.

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TARGET AUDIENCE: Geologists, geophysicists, petroleum engineers, and planning, exploration, and production managers.

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METHODOLOGY: Theoretical and practical approach, including videos, printed documents, promoting debates, and individual and group exercises.

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MODALITY: In-person.

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DURATION: 40 hours.

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File|Static and Dynamic Reservoir Characterization