Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)Perez Vega, Hector HugoBejarano Wallens, AristobuloSuarez Landazabal, Davis Emerson2024-03-0320162024-03-0320162016https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/34830La resolución vertical de los registros convencionales usados en la evaluación de formaciones es limitada en algunos casos y puede llevar a lecturas erróneas como por ejemplo yacimientos en capas muy delgadas, debido al efecto de borde. En algunos casos cuando se calcula espesor poroso de hidrocarburos en reservorios de capa delgada empleando registros convencionales, puede llegar a encontrarse errores hasta de un 40% respecto a su valor real Para mejorar el problema anterior, se propone el modelamiento de registros de alta resolución para el reservorio finamente interestratificado de la Formación Une en la cuenca de los Llanos Orientales de Colombia, el cual se halla en una estructura con buzamiento inferior a 30° y un perfil de invasión relativamente bajo. Dicho modelamiento se realizó empleando modelamiento directo Modelingconocido como Log Convolution Model (LCM). Dicha operación involucra un modelo de capa inicial, que se crea con base en el registro EBI (Electric Borehole Image) integrado con fotografías de núcleos tomados en la Formación objetivo, y una función de respuesta de la herramienta de registro tool response functionherramienta. El producto de dicha operación es un registro modelado. Con los registros de alta resolución se construye un modelo petrofísico de alta resolución y de esta forma se obtienen valores más confiables de espesor poroso de hidrocarburos (HPT) en reservorios finamente interestratificados permitiendo reducir la incertidumbre en la estimación de los recursos del área evaluada, y obteniendo un valor de OOIP más confiable.application/pdfspahttp://creativecommons.org/licenses/by/4.0/Areniscas Finamente InterestratificadasModelamiento De Alta ResoluciónHydrocarbon Pore Volume (Hpt)Log Convolution Model (Lcm)Forward ModelingFormación UneCuenca De Llanos.Universidad Industrial de SantanderTesis/Trabajo de grado - Monografía - MaestriaUniversidad Industrial de Santanderhttps://noesis.uis.edu.coVertical resolution of conventional well logs used in Formation Evaluation of thinly bedded sandstone reservoirs has restrictions. It can take to fatal errors in calculations of Hydrocarbon Pore Thickness (HTP). Calculations of HPT in thinly bedded sandstone using conventional well logs have a gap up to 40% compared with the real measured HPT. To reduce the problems associated to the vertical resolution of conventional well logs in Formation Evaluation of the thinly bedded sandstone reservoir in the Une Formationlocated in llanos basinColombiawhich is placed in a soft dipping structure (<30°) and with a reservoir which has a low first forward modeling applying convolution and then iterative inversion. This procedure is also called Log Convolution Method (LCM). This method starts with the construction of earth model created since the conjunction of the Electric Borehole Image and the core image from photography. This earth model is convolved with the tool response function. The result is a modeled high resolution well log which it is used subsequently to construct the high resolution petrophysics model. With the high resolution effective porosity and water saturation modela suitable HPT can be estimated and then a reliable OOIP can be determined in the thinly bedded sandstone of the Une Formation.info:eu-repo/semantics/openAccessAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)