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Definición del potencial de hidrocarburos a partir de datos de geoquímica y registros de pozos usando simulación monte Carlo

Resumen

Varios yacimientos no convencionales de tipo Shale alrededor del mundo según las fuentes reportadas (ejm: U.S Energy information Administration) cuentan con volúmenes de recursos hidrocarburíferos apreciables. En este trabajo se propone una metodología para definir el potencial de hidrocarburos en un yacimiento shale a partir de datos geoquímicos y registros de pozos usando la simulación Monte Carlo. Inicialmente se definió el método volumétrico como método de cuantificación, posteriormente se identificaron los parámetros claves que involucra la ecuación como lo son la porosidad, saturación, espesor, densidad, Contenido de Gas, TOC (contenido orgánico total), madurez, fracción de arcilla entre otros. Se investigó la influencia de cada una de las variables involucradas que permiten evidenciar el potencial de recursos y sus respectivos análisis de laboratorio e interpretación a partir de registros. Se usaron las ecuaciones de ARI y CRAIN para la determinación de saturación de agua y porosidad efectiva, y se aplicaron algunos procedimientos encontrados en la literatura como los propuestos por E.R (Ross) Crain. Para determinar el Contenido Orgánico Total se usó la técnica de Passey y el método de Schmoker. Después de definidas todas las variables involucradas, para tener una menor incertidumbre en la calidad de los datos se establecieron distribuciones de probabilidad a los parámetros involucrados para poder ser llevada a cabo la simulación y evaluar el potencial de los recursos. En conclusión, al aplicar la metodología propuesta, se trabajó con información disponible del VMM formación Tablazo. Los resultados arrojados por el procedimiento desarrollado, fueron los más cercanos a los datos reportados en la literatura con un aceite total en sitio (OOIP) de 51637.3 Bls/acre, gas adsorbido en sitio de 39.72 MMpcs/acre y un gas libre en sitio de 177.18 MMpcs/acre.