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http://ri2.bib.udo.edu.ve:8080/jspui/handle/123456789/5669
Título : | Actualización del modelo Geostático del bloque MPE-3 asignado a la EMX petrolera Sinovensa. s, a ubicado en el campo Morichal, división Carabobo, faja petrolífera del Orinoco, Municipio Libertador, Estado Monagas |
Autor : | Ruiz J., Marín J. |
Palabras clave : | sedimentología mapas de isopropiedades canales entrelazados estratigrafía pregrado |
Fecha de publicación : | 25-jun-2024 |
Resumen : | El siguiente trabajo de investigación tuvo como objetivo general actualizar el modelo Geostático del Bloque MPE-3 asignado a la EMX Petrolera SINOVENSA, S.A ubicado en el Campo Morichal, División Carabobo, Faja Petrolífera del Orinoco, Municipio Libertador, estado Monagas. Dicho trabajo se basó en una metodología a partir de la actualización de los modelos estratigráfico, sísmico- estructural, sedimentológico y petrofísico con la finalidad de actualizar todas las características presentes en el Bloque MPE-3 del yacimiento ya existente. Se elaboraron 8 secciones estratigráficas donde se validó la continuidad lateral y vertical de las arenas O-11, O-12 y O-13; también se realizaron 8 secciones estructurales donde se logró validar la existencia de 21 fallas de tipo normales, y la estructura del yacimiento corresponde a un homoclinal de rumbo Norte-Noreste y buzamiento de 2º a 3º al Norte; en cuanto al modelo sedimentológico se validó el ambiente de sedimentación para las arenas O-11, O-12 y O-13 para el Miembro Morichal que corresponde a un ambiente fluvial de canales entrelazados con influencia deltaica; con los datos de los topes en TVDss y los espesores de arena neta y arena neta petrolífera se elaboraron los mapas isópacos estructurales de las arenas garantizando así la estructura del yacimiento; Los resultados de la evaluación petrofísica fueron por promedios ponderados del Miembro Morichal de volumen de arcilla de 13.7%, porosidad de 29%, saturación de agua de 13.17% y permeabilidad de 3948 mD, lo que permitió determinar las propiedades físicas de la roca reservorio para luego generar los mapas de isopropiedades; finalmente se evaluaron 21 pozos que reflejaron un contacto Agua- Petróleo Original en las zonas que estaban presentando altos cortes de agua en los pozos de producción, y se determinó un contacto para el intervalo O-12 a la profundidad @ -2470´ TVDss y para el intervalo O-13 a una profundidad de @ -3080´ TVDss. |
URI : | http://ri2.bib.udo.edu.ve:8080/jspui/handle/123456789/5669 |
Aparece en las colecciones: | Ingeniería Geológica.bo |
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