Interpretación, modelado y cálculo volumétrico de un yacimiento petrolero en areniscas del calloviano ubicado en el mar del norte

Abstract

RESUMEN: El siguiente trabajo de tesis tiene como resultado final la estimación del volumen original de hidrocarburos del yacimiento Volve que se encuentra en el Mar del Norte, específicamente en las aguas territoriales de Noruega. Dicha estimación es derivada de la integración de diversas áreas de las geociencias. La caracterización de este yacimiento presenta tres unidades diferentes, las principales siendo las que corresponden a la Formación Hugin y la Formación Heather. La primera es del Calloviano, compuesto por arenas consolidas y que funciona como roca almacén, mientras que la segunda, suprayace a Hugin está conformada por lutitas del Oxfordiano y funge como sello. Como paso siguiente, se genera un modelo geológico estructural que será poblado con las propiedades petrofísicas provenientes de pozos evaluados, necesarios para el cálculo de la volumetría. Para realizar esta tarea se hizo un análisis de datos escalados y la estimación de modelo geoestadístico que entregara datos consistentes. Para la roca almacén se obtuvieron los siguientes resultados. Volumen de arcilla de 19%, porosidad efectiva 18.7%, índice de saturación de agua 34% e índice de permeabilidad 474 mD. Después, se analizaron tres casos específicos de NTG para observar el comportamiento y las consecuencias de los valores de corte de Vsh y PHIE. Una vez calculadas las reservas clasificadas en P90, P50 y P10 se logró estimar un valor aproximado de la recuperación económica que podría generar este prospecto. Además, descartó una zona con geología estructural similar ya que en función del modelo de las propiedades petrofísicas no había ninguna posibilidad de almacén de hidrocarburos. ABSTRACT: The following thesis work has as a final result the estimation of the original volume of hydrocarbons from the Volve field that is located in the North Sea, specifically in the territorial waters of Norway. This estimate is derived from the integration of various areas of geosciences. The characterization of this oilfield presents three different units, the main ones being those corresponding to the Hugin Formation and the Heather Formation. The first is from the Callovian, composed of consolidated sands and that functions as a reservoir rock, while the second, overlying Hugin, is made up of claystone from the Oxfordian and serves as a seal. In addition, a structural geological model is generated that will be populated with the petrophysical properties from evaluated wells, necessary for the volumetric calculation. To carry out this task, a scaled data analysis and geostatistical model estimation were performed that would provide consistent data. For the storage rock the following results were obtained. Clay volume of 19%, effective porosity 18.7%, water saturation index 34% and permeability index 474 mD. Then, three specific cases of NTG were analyzed to observe the behavior and consequences of the cutoff values of Vsh and PHIE. Once the reserves have been calculated and classified in P90, P50 and P10 and an approximate value of the economic recovery of this prospect could be estimated. In addition, an area with similar structural geology was ruled out since, based on the model of petrophysical properties, there was no possibility of hydrocarbon storage.