Predicción de las propiedades petrofísicas de porosidad y permeabilidad, a partir de análogos de afloramientos como modelo base para utilizar en el subsuelo Aplicación a la formación mugrosa, cuenca valle medio del magdalena

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dc.contributor.advisorMeza Cáceres, German David
dc.contributor.advisorOrtiz Fernández, Alberto
dc.contributor.authorRamírez Silva, Angela Maria
dc.date.accessioned2024-03-03T20:17:52Z
dc.date.available2013
dc.date.available2024-03-03T20:17:52Z
dc.date.created2013
dc.date.issued2013
dc.description.abstractLa primera cuenca productora de hidrocarburos en Colombia y una de la más estudiada en el país es la cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM). La razón por la que se realiza el presente estudio es para definir los principales factores que afectan la calidad de reservorio en la Formación Mugrosa (Edad Oligoceno). Se toma como base la información disponible del Campo Colorado y los afloramientos en la zona. Estas rocas están conformadas por litoarenitas, litoarenitas feldespáticas y arcosas líticas (Clasificación de Folk 1974). El proceso físico que sufren las areniscas, está dado por la compactación, el cual es evidenciado por la deformación dúctil de fragmentos metamórficos y micas, además por la predominancia de los tipos de contactos puntuales y longitudinales encontrados entre las partículas del armazón. Los principales procesos químicos que sufren estas areniscas durante la diagénesis temprana son la precipitación de siderita y de calcita. Posteriormente, durante la diagénesis tardía ocurre disolución de granos de feldespatos, líticos inestables y disolución parcial del cemento calcáreo (siderita) produciendo porosidad secundaria, lo que se traduce en un mejoramiento en la calidad de reservorio. El análisis petrofísico y petrográfico se realiza a partir de la agrupación de litofacies, los cuáles son definidos de acuerdo a los valores de porosidad y permeabilidad, tamaño, esfericidad y contacto entre granos, tomando como base estos parámetros se definieron 6 litofacies; siendo las litofacies Ai y A-fla, las que muestra un mejor comportamiento, los valores de porosidad oscilan entre 12 al 20% y permeabilidad entre 3 y 350 Md. La litofacie Ap-i es la que muestra la más baja calidad de reservorio, estando los valores de porosidad entre el 1 al 3.5% y permeabilidad entre 4E-04 y 2.83E-02Md.
dc.description.abstractenglishMiddle Magdalena Valley Basin is the first hydrocarbon-producing basin in Colombia and one of the most studied. The purpose of this study is to define the main factors affecting the reservoir quality in Mugrosa Formation (Oligocene in age), acquiring information from the outcrops and the Colorado Oil Field. Petrographic analysis was performed in 15 outcropped litharenite, feldspathic litharenite and lithic arkoses (sandstones classification, Folk 1974) samples. The physical process affecting the reservoir quality is given by compaction, evidenced by metamorphic fragments and micas ductile deformation, predominant point types and long contact between particles of the framework. Main chemical processes occur during early diagenesis stage is the precipitation of siderite and calcite. Subsequently, during late diagenesis feldspar grains dissolution occurs, lytic unstable and partial dissolution of the calcareous cement (siderite) produced secondary porosity, improving the reservoir quality. Petrographic and petrophysical analysis were performed based on the proposed six lithofacies (A, Ai, A-pi, A-fla, Ax, Af-a), defined according to the porosity, permeability, size, sphericity and contact between grains. Lithofacies Ai and A-fla, shows the best performance, porosity values from 12 to 20% and permeability between 3 and 350 Md, meanwhile lithofacies Ap-i has lowest reservoir conditions, porosity values from 1 to 3.5% and permeability between 4E-04 and 2.83E-02Md.
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Geología
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.identifier.instnameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourlhttps://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/29782
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programMaestría en Geología
dc.publisher.schoolEscuela de Geología
dc.rightshttp://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0
dc.subjectCalidad De Reservorio
dc.subjectPropiedades Porosidad Y Permeabilidad
dc.subjectLitotipos
dc.subjectValle Medio Del Magdalena
dc.subjectFormación
dc.subject.keywordReservoir Quality
dc.subject.keywordPetrophysical Properties (Permeability And Porosity)
dc.subject.keywordLithotypes
dc.subject.keywordMiddle Magdalena
dc.titlePredicción de las propiedades petrofísicas de porosidad y permeabilidad, a partir de análogos de afloramientos como modelo base para utilizar en el subsuelo Aplicación a la formación mugrosa, cuenca valle medio del magdalena
dc.title.englishMugrosa formation outcrops porosity and permeability petrophysical Characterization to be used as a prediction tool in the subsurface, middle magdalena valley
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestria
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