Evaluación petrofísica basada en datos de laboratorio RCAL, SCAL y mineralogía de la Formación San Fernando (Cuenca Llanos Orientales, Colombia)
La reducción de reservas colombianas de hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales representa a futuro un impacto energético negativo para el país, mitigable mediante el estudio de yacimientos no convencionales, aprovechando la producción de pozos de crudo pesado y extrapesado para así...
- Autores:
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Gonzalez Ramos, Ivis Lucia
Sandoval Falla, Jhon Erick
- Tipo de recurso:
- Trabajo de grado de pregrado
- Fecha de publicación:
- 2022
- Institución:
- Universidad Industrial de Santander
- Repositorio:
- Repositorio UIS
- Idioma:
- spa
- OAI Identifier:
- oai:noesis.uis.edu.co:20.500.14071/12137
- Palabra clave:
- Crudos pesados
Llanos Orientales
Petrofísica
Mineralogía
Sedimentología
RCAL
SCAL
SEM
DRX
Heavy crude oil
Llanos Orientales Basin
Petrophysics
Mineralogy
Sedimentology
RCAL
SCAL
SEM
XRD
- Rights
- openAccess
- License
- Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
| Summary: | La reducción de reservas colombianas de hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales representa a futuro un impacto energético negativo para el país, mitigable mediante el estudio de yacimientos no convencionales, aprovechando la producción de pozos de crudo pesado y extrapesado para así prologar los años de producción energética del país. Por esta razón, en el presente estudio se realizó una caracterización petrofísica en dos pozos de la Formación San Fernando, ubicados en la Cuenca de los Llanos Orientales mediante la integración de datos sedimentológicos y mineralógicos con datos de laboratorio (RCAL y SCAL). En la cual, mediante el análisis sedimentológico se lograron identificar 9 facies en total y con la integración de datos se definieron 6 litotipos mediante la ecuación de Pittman R35; todo esto con el fin de evaluar la calidad de la Formación San Fernando como reservorio de hidrocarburos, encontrándose que el litotipo con la mejor calidad comprende radios de garganta de poro superiores a 40 micras, presentando valores promedio de porosidad del 20%, permeabilidad de 6081.45 mD y radio de garganta de poro de 54.56 μm, relacionado a las facies areniscas con estratificación cruzada e igualmente al ambiente de canales fluviales trenzado. Por otro lado, el litotipo con peor calidad presenta radios de garganta de poro inferiores a 2 micras, con valores promedio de porosidad del 9%, permeabilidad de 0.25 mD, radio de garganta de poro de 0.63 μm, estos relacionándose con las facies lodolitas laminadas depositadas por suspensión en ambientes de depósitos de bahías interdistributarias al disminuir el régimen de flujo. |
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