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La integración de los datos geofísicos, geológicos, geoquímicos y de producción, permiten planificar el desarrollo del reservorio basado en la comprensión global del área de explotación, buscando una producción eficiente y sustentable del recurso.

Identificación de Sweet Spots, caracterización de fracturas y anisofacies

La identificación de los Sweet Spots requiere conocer la orientación preferencial de los sistemas naturales de fractura y su conexión hidráulica, a fin de maximizar la producción, reducir de manera considerable los riesgos de daño de formación, permitiendo planificar con mayor eficiencia el desarrollo y explotación del yacimiento.

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Determinar la orientación preferencial de los sistemas naturales de fracturas y caracterizarlos mecánicamente (HTI, Ortorrómbico), así como caracterizar las distintas anisofacies, requiere de la integración de los datos de sísmica de superficie, sísmica de pozo, perfiles de pozo, microsísmica, reportes de campo, etc.
La caracterización mecánica es 3D (anisotropía de fábrica y campo de stress). De esta manera, se obtiene un modelo del subsuelo que posibilita simular distintas políticas de producción y desarrollo, lo que incrementa las probabilidades de éxito y minimiza los riesgos de operación. La orientación de un pozo horizontal tiene importante impacto en la producción, requiriéndose para su definición conocer la orientación preferencial de la fractura natural del medio.

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Caracterización de organofacies, evolución de los sistemas de hidrocarburos NC in-situ

La baja permeabilidad de los reservorios no convencionales plantea la necesidad de realizar procesos de fractura hidráulica. La conexión de distintas organofacies a lo largo de la columna genera una mezcla de hidrocarburos de distinta madurez. Predecir su estratificación y evolución a lo largo de la columna de producción requiere caracterizar las organofacies química y mecánicamente.

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Las mudrocks orgánicas que se encuentran en la ventana de generación de hidrocarburos son sistemas cerrados y sobre presionados. Presentan gargantas porales de tamaños nanométricos (nm) y micrométricos (?m), con permeabilidades que oscilan desde las decenas de nanodarcys a los cientos de nanodarcys. Las moléculas de hidrocarburo varían desde los 0,01 mm para los asfáltenos hasta los 0,00038 mm para el metano. Estas propiedades petrofísicas, junto con la fuerte anisotropía intrínseca de este tipo de reservorios hacen que la producción económicamente viable sea compleja.
Dada la complejidad de estos sistemas como reservorios, los modelos numéricos resultantes de integrar las distintas organofacies, junto con las presiones porales, los índices de producción de la roca, madurez térmica, permeabilidades relativas y tipo de hidrocarburo in-situ; permiten planificar su mezcla, estratificación y evolución en el tiempo a lo largo de la columna de producción.

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Simulación de propagación de onda Full-Wave. Análisis AVO y AVAz

La interpretación de registros sísmicos requiere de un modelo de velocidad consistente con el medio de propagación de onda. Los reservorios no convencionales se caracterizan por una fuerte anisotropía de fábrica, además de la que puede incluirse tanto en sistemas convencionales como no convencionales por fracturas. Los análisis sintéticos de Amplitude versus Offset (AVO) y Amplitude versus Azimut (AVAz) basados en el método de elementos finitos permiten realizar modelos directos e inversos de propagación de onda completa (modo de conversión).

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Las tecnologías actuales de adquisición y procesamiento de datos sísmicos, tales como los perfiles sónicos cross-dipole, VSPs walkaround y walkaway, o sísmica multicomponente (3C) permiten medir la propagación de onda en distintas direcciones. De esta manera, haciendo análisis de velocidades, atenuación, AVO o AVAz se obtiene una caracterización mecánica de la anisotropía del medio. Tections desarrolló una herramienta basada en el Método de los Elementos Finitos (FEM) que permite simular la propagación de onda completa (modos de conversión de onda) generando sismogramas sintéticos sensibles al tipo de anisotropía del medio. Esta técnica permite construir modelos de velocidad más precisos que sirven para calibrar los distintos tipos de adquisiciones mencionadas. Por ejemplo, estimar la ubicación y el mecanismo focal de la fuente microsísmica comparando los sismogramas sintéticos (inversión full-wave) con los sismogramas registrados en campo.

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Todos los servicios conllevan un alto grado de confidencialidad, formalizada a través de acuerdos estándares de la industria. Esto es de particular importancia en el contexto habitual de trabajo, el cual incluye litigios, seguros, cuestiones ambientales y laborales de alto impacto, planes y estrategias de desarrollo económico.


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Los servicios son ejecutados por equipos multidisciplinarios, con experiencia comprobable en diversas industrias. Pueden incluir distintos niveles de análisis y distintas finalidades, siendo los mismos elaborados con rigurosidad científica.


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