Atribución-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-ND 2.5 CO)Herrera Otero Edwar HernandoKatherin Yulieth Morales Aldana2024-11-132024-11-132024-10-202024-11-12https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/44628La caracterización de yacimientos de hidrógeno natural ha avanzado con la implementación de nuevas metodologías, tanto superficiales como profundas y para evaluar la calidad de la roca reservorio, las técnicas tradicionales que determinan las propiedades petrofísicas continúan siendo eficaces. En este estudio, la determinación de la calidad de la roca reservorio comenzó con la descripción del ambiente deposicional de la formación y la identificación de litofacies, a partir de la litología observada en pozos y afloramientos, complementada con pruebas petrofísicas en muestras de campo y el desarrollo de un modelo con registros de pozo y tomografía. Para el modelo petrofísico, se construyeron inicialmente electrofacies en base al volumen mineral. Se reconocieron seis tipos de rocas que abarcan desde arcillas-lodolitas, arenas finas a gruesas hasta calizas que coinciden con las litofacies de pozo, principalmente intercalaciones de litoarenitas, sublitoarenitas, lodolitas y niveles calcáreos, considerando sus variaciones texturales, estructurales y composicionales. El modelo petrofísico incluyó el análisis del volumen de lutitas (Vshale) a partir del registro de rayos gamma (GR), la porosidad efectiva obtenida de registros de densidad y porosidad neutrónica (RHOB y NPHI), y la permeabilidad calculada utilizando la curva PHIE de porosidad efectiva. Posteriormente, se calcularon las unidades de flujo utilizando los métodos de Winland R35, basado en el tamaño del radio de poro, y el método Lorenz estratigráfico modificado (SML), que evalúa la capacidad de almacenamiento y flujo a partir de la porosidad y permeabilidad. Finalmente, se clasificaron las rocas según su eficiencia como reservorio mostrando los mejores intervalos en el pozo ANH-SSJ-10-STR a profundidades de 270-340 y de 400-520 pies con litologías arenosas de tipo sublitoarenitas y algunas con laminación plano-paralela de materia orgánica.application/pdfspainfo:eu-repo/semantics/openAccessHidrógeno blancoModelo PetrofísicoTomografía Computarizada CTCuenca Sinú-San JacintoFormación San CayetanoUniversidad Industrial de SantanderTesis/Trabajo de grado - Monografía - PregradoUniversidad Industrial de Santanderhttps://noesis.uis.edu.coNatural hydrogenPetrophysical modelCT Computed TomographySinú- San Jacinto BasinSan Cayetano Formationhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2info:eu-repo/semantics/openAccessAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)