Diseñan método de rastreo para exploración petrolera

Alejandro Duitama participó del
III Congreso Lationamericano de Sismología en Bogotá.
Felipe Castaño.

Agencia de Noticias UN - Calcular la atenuación de la amplitud de una onda en el suelo es importante para detectar la presencia de fluidos y medios porosos, favoreciendo la exploración de hidrocarburos.

Una investigación realizada en la Maestría en Geofísica de la U.N. dio como resultado un método que busca rastrear el cambio de la onda cuando impacta en el suelo. 

Alejandro Duitama, responsable del estudio, comenta que aunque se basa en simulaciones, puede ayudar en la búsqueda de petróleo, pues detecta dónde pueden existir cambios de medio y dónde específicamente aparecen los fluidos.

Este modelo puede agilizar
el proceso de exploración
y el hallazgo de hidrocarburos.
Cortesía Alejandro Duitama.

“Comprender cómo las propiedades de los fluidos y del medio poroso afectan la amplitud de la señal, permite obtener nuevas pistas y mejorar los procesos que se utilizan actualmente para recuperar amplitudes dentro de líneas de procesamiento”, explica Duitama.

Ante investigadores de toda Lationamérica
se expuso el modelo de simulación.
Felipe Castaño.

Esto quiere decir que al saber de la existencia de estos cambios se podrían identificar las zonas donde la roca es más porosa, es decir, donde podría almacenar mayor cantidad de
fluido o donde existe mayor viscosidad. 

Esto permitiría diferenciar la presencia de petróleo o agua, así como el nivel de saturación, lo que daría una idea de la cantidad de fluido presente en el medio.

El modelo que se propone contiene
datos de estudios
experimentales preliminares.
Cortesía Alejandro Duitama.

Actualmente, la industria de exploración de hidrocarburos utiliza la sísmica como un método que proporciona información suficiente para localizar reservorios. En el proceso se ubican en zonas de interés sensores denominados geófonos, para que registren la señal que fue producida por fuentes artificiales (como explosivos).

De esa forma, se propagan ondas mecánicas en el subsuelo, presentando cambios y reflexiones, a medida que interactúan con estructuras geológicas. 

Al saber de la existencia de
estos cambios se podrían identificar
las zonas donde la roca es más porosa,
es decir, en donde podría almacenarse
mayor cantidad de fluido.
Cortesía Alejandro Duitama.

“Allí se encuentra la importancia del trabajo, en comprender cómo los fenómenos que ocurren a escala del tamaño del poro (por ejemplo los pequeños agujeros de una piedra pomes) y que surgen de la interacción entre el medio y cada uno de los fluidos producen cambios macroscópicos en la señal registrada en la superficie”, señala Alejandro Duitama, magíster en Geofísica.

Alejandro Duitama,
magíster en
Ciencias-Geofísica de la U.N.
Felipe Castaño.

Para el estudio, se utilizó un modelo directo para modelamiento a partir

de la teoría de Biot, que utiliza la relación entre esfuerzo y deformación, incluyendo datos como presencia y saturación de líquidos en zonas porosas.

La investigación se caracteriza porque ayuda en el análisis del comportamiento del fenómeno de la atenuación en la amplitud de la señal en función de la porosidad, nivel de saturación y viscosidad de los fluidos.

Actualmente, Alejandro Duitama trabaja en simulación desde el punto de vista académico, pero acorde con trabajos experimentales en países más desarrollados en el tema, como Estados Unidos.(Por:Fin/DSGM/dmh)