Integración de la caracterización de reservorios carbonatados para la construcción de un modelo geológico 3D de doble porosidad del grupo Copacabana, cuenca Ucayali

• Autor: Chávez Velásquez, Fidel Ernesto
• Formato: tesis de grado
• Fecha de Publicación: 2022
• Institución: Universidad Nacional de Ingeniería
• Repositorio: UNI-Tesis
• Lenguaje: español
• OAI Identifier: oai:cybertesis.uni.edu.pe:20.500.14076/23807
• Enlace del recurso: http://hdl.handle.net/20.500.14076/23807
• Nivel de acceso: acceso abierto
• Materia: Reservorios carbonatados; Reservorios naturalmente fracturados; Doble porosidad; https://purl.org/pe-repo/ocde/ford#2.07.01

La caracterización de los reservorios carbonatados es de gran importancia para la industria hidrocarburífera mundial, se estima que más del 60% de reservas de petróleo y el 40% de reservas de gas del mundo se encuentran en este tipo de rocas (Wenzhi, et al., 2014). En la geología del Perú encontramos el Grupo Copacabana, que está constituido principalmente por rocas carbonatadas de origen marino, posee un espesor promedio de 700 m y dentro de ella encontramos acumulaciones de hidrocarburos generando buena expectativa para estudiar su potencial. El presente trabajo de investigación se enfoca en integrar y evaluar las características sísmicas, sedimentológicas, estratigráficas y petrofísicas de la matriz y fracturas naturales del reservorio Copacabana, para la construcción de un modelo geológico 3D de doble porosidad que permita evaluar el potencial hidrocarburífero en el área de Camisea y permita abrir nuevas oportunidades de desarrollo en reservorios no convencionales de la cuenca Ucayali y Madre de Dios. Para caracterizar el reservorio se cuenta principalmente con información de la interpretación símica 3D y la información de pozos como los registros eléctricos, registros de imágenes, estudios de coronas y evaluación petrofísica. Luego se construye un modelo geocelular 3D, que contiene principalmente un modelo de facies sedimentarias, modelo de porosidad y modelo de saturación de agua que corresponde a la matriz de los reservorios de Copacabana, también cuenta con un modelo de porosidad y permeabilidad de fracturas naturales. Finalmente se calcula un volumen de hidrocarburo in place para conocer el potencial de reservorio.