Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros Gaceta · 2017-10-17 · Este resumen presenta un...

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Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016 Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016

Registros de saturación

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016

A s o c i a c i ó n M e x i c a n a d e G e ó l o g o s P e t r o l e r o s

Numero 5Numero 5Numero 5 MarzoMarzoMarzo---Abril 2015Abril 2015Abril 2015

GacetaGacetaGaceta

Pliegues en la Sierra del Abra

Geología en imágenes

Artículo:Artículo:Artículo:

Enfoque integral para la caracterización Enfoque integral para la caracterización Enfoque integral para la caracterización

sísmica de porosidad en carbonatos.sísmica de porosidad en carbonatos.sísmica de porosidad en carbonatos.

Convocatoria:Convocatoria:Convocatoria:

Muestra de arteMuestra de arteMuestra de arte

Geólogos y su Geólogos y su Geólogos y su

arte arte arte

2

Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016 Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016 Delegación Villahermosa Bienio 2014-2016


ContenidoContenidoContenido

Editorial 3

VII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016 6

VIII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016 11

Enfoque integral para la caracterización sísmica de poro-

sidad en carbonatos. 14

Geología en Imágenes 30

Registros 32

Convocatoria: Exposición plástica “Geólogos y su arte” 43

Código de Ética AMGP 44

3



EditorialEditorialEditorial

En el mes de mayo, la Directiva 2014-2016 de la Delegación Villahermosa

cumplió el primer año de su ejercicio, viendo varios e importan proyectos e ini-

ciativas aterrizadas con notable éxito y con muchos más proyectos pendientes,

en vías de preparación y ejecución.

Especialmente satisfactorio ha sido realizar las Primeras Jornadas Técnicas

Estudiantiles que han permitido a varios asociados estudiantes, desplegar y

mostrar un poco de sus ya notables capacidades técnicas y su basto potencial.

También ha sido gratificante reunir a una gran cantidad de asociados y fa-

miliares en una emotiva celebración del Día del Geólogo.

El tiempo restante es poco y los proyectos pendientes muchos: Excursión

Geológica, exposición plástica el Geólogo y su arte, firma de convenios con Uni-

versidades, Día del Geólogo, Día del Ingeniero y muchos más.

Si bien es cierto que la tarea es ardua, también es gratificante la satisfac-

ción de ver el crecimiento y rejuvenecimiento de la membresía es grande y mo-

tivante, especialmente cuando se advierte a las nuevas generaciones interac-

tuando con los más experimentados y obligándose unos y otros a continuar en

un aprendizaje y actualización continuos para no perder el paso.

4



A la presente Directiva, sólo nos queda agradecer la oportunidad de servir a

la Asociación, contribuir a la unidad del gremio y trabajar para satisfacer las ex-

pectativas de quienes nos han dado la oportunidad de encaminar por un mo-

mento el destino de la Asociación y en particular de ésta pujante Delegación Vi-

llahermosa y preparar el terreno para dejar la oportunidad a quienes vienen em-

pujando y promoviendo el desarrollo de las Geociencias, apenas un paso atrás de

nosotros.

Valgan éstas líneas para refrendar nuestro compromiso de servir y nuestro

agradecimiento por la oportunidad de hacerlo, sin pasar por alto el incondicional

apoyo que la Directiva Nacional nos ha brindado.

José Abelardo Sánchez Araiza

Presidente Delegación Villahermosa

Bienio 2014-2016

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Delegación VillahermosaDelegación VillahermosaDelegación Villahermosa

Bienio 2014Bienio 2014Bienio 2014---201620162016

Presidente:

Ing. José Abelardo Sánchez Araiza

Vicepresidente:

Ing. J. Fernando González Posada

Secretario:

Ing. Genaro Muñoz García

Tesorero:

Ing. Oscar Pinto Gómez

Ayuda Mutua:

Ing. Ernesto Cortes Peña

Comisión de Estudios Técnicos:

Dr. Jaime Mandujano Velázquez

Editorial:

Ing. Chamaly Revelez Ramírez

Vinculación con Universidades:

Ing. Alejandro Rueda Rangel

Ing. Federico Galindo Becerril

Ing. Marcos Luckie Pimentel

Comisión de Membresía:

Ing. Juan Ramón Grimaldo Avalos

Comisión de Eventos

Alfredo Antonio Marhx Pozos

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El 25 de marzo de 2015 se llevo acabo la VII Asamblea Ordinaria de AMGP Delegación Vi-

llahermosa, la cual dio inicio con el registro de los asistentes y con la lectura y aprobación del

acta de la asamblea anterior.

Como es costumbre se presentó el informe de la directiva y de los comités locales, como

parte del informe de la presidencia, el Ing. José Abelardo Sánchez Araiza dio lectura de la co-

rrespondencia recibida, entre las que destacan:

Se recibió invitación y se asistió a la ceremonia de Rendición de Cuentas de la dirección del Instituto Tec-

nológico de la Chontalpa, el día 3 de marzo.

El día 18 de marzo se visitó la Unidad de ciencias Básicas de la UJAT en Cunduacán y se sostuvo entrevis-

ta con el Director de la División; se acordó una próxima visita con Alumnos y Maestros de la Carrera de

Geofísica, con la finalidad de dar a conocer las actividades de la Asociación.

El día 18 se envió por correo una serie de observaciones y recomendaciones para considerar en el Pro-

yecto de Construcción del Edifico de laboratorios del ITECH.

El día 20 se recibió invitación del Director del ITECH para asistir al evento de toma de fotografías de la 1ª

VII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016



VII AsambleaVII AsambleaVII Asamblea Numero 5Numero 5Numero 5 MarzoMarzoMarzo---Abril 2015Abril 2015Abril 2015

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Se hablo de la actualización que se esta realizando a la pagina web de AMGP, que pre-

senta un diseño mas moderno y en la que se pueden consultar los diferentes eventos que la

Asociación esta realizando.

Los comunicación a través de los medios electrónicos cada vez es mayor y por ello AMGP

no podía quedarse atrás. La Delegación Villahermosa tiene cuentas de Facebook y Twitter las

cuales pone a disposición de todos los asociados.

http://amgp.org/

[email protected]

Facebook: amgpvilla

Twitter:@amgpvilla



VII Asamblea Mensual Ordinaria, Bienio 2014-2016

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En lo referente al Comisión de Membresía, se dio lectura a la solicitud de ingreso de: Ve-

rónica Alejandra Barrera Deutsch; también se leyó la solicitud de Erick Javier Acosta Pérez

quien solicitó realizar su cambio de estudiante a especial.

En esta asamblea se tomo protesta a 4 nuevos asociados:




Nombre Tipo Asociado

José Ernesto Fortanel Hernández Especial

María Elena Vargas Magaña Especial

Simone Di Santo Afiliado

Elías Antonio Estrada González Estudiante

9


.



Para finalizar la Asamblea, se impartió la conferencia: Contribución de las imágenes

microresistivas de pared, en el desarrollo de un modelo sedimentario, la cual estuvo a

10




AMGP

Izquierda.-Momento en el que le es

entregado su reconocimiento a

Simone por su exposición.

Abajo.

Algunos de los asistentes a la VII

Asamblea Ordinaria AMGP.

11


El pasado miércoles 29 de Abril se llevo a cabo la VIII Asamblea Local Ordinaria de AMGP

Delegación Villahermosa, inicio como es costumbre con el registro de los asistentes, posterior-

mente se dio lectura del acta de la asamblea del mes de Marzo, para continuar con el informe de

la directiva y de los comités locales.

El Ingeniero Alejandro Rueda del comité de Vinculación con las Universidades, informo que

a esa fecha se tenían 6 trabajos inscritos para participar en las Primeras Jornadas Técnicas Estu-

diantiles:



VIII AsambleaVIII AsambleaVIII Asamblea

VIII Asamblea Mensual Ordinaria Bienio 2014-2016


Trabajos registrados al 29 de Abril 2015 Autor Titulo UNIVERSIDAD

1 Domitila Gómez Hernández Metodología para la predicción de presión de poro ITECH

2 Alain H Cabrera Ramírez; Liliana Vaca Alemán; Fernan-do Reyes González; Martín Martínez Ramírez

Aumento de la producción y reservas en campos maduros con pozos horizontales UAG

3 Lazaro Hernández Esteban Energía Geotérmica ITECH

4 Diana Xiuhnelli Herrera Solís; Salomón Rached Ferrer

Importancia del registro giroscópico para conocer la trayectoria del pozo UAG

5 Candelaria Palma Pérez El modelo geomecánico y su importancia en la in-dustria petrolea OLMECA

6 Luis Donaldo Martínez Reyes Análisis de núcleos en formaciones de interés en la Exploración y desarrollos de programas de recupe-ración secundaria y terciaria, operaciones de reha-bilitación en evaluaciones de pozos y yacimientos.

UAG

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La Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros

Primeras Jornadas Técnicas

estudiantiles

Bases

• Los interesados deberán enviar unresumen al correo electrónico:

• [email protected] antes del 1 demayo 2015, con la siguientescaracterísticas:

1. Datos del autor principal y de loscoautores de acuerdo a suparticipación en el trabajo. Lainformación debe contener, nombrecompleto, domicilio, teléfono(s) ydirección(s) de correo electrónico.

2. Título del trabajo3. Descripción del trabajo (60 palabras)4. Aplicación (60 palabras)5. Resultados (150 palabras), pueden

incluirse tablas y/o figuras6. Observaciones y conclusiones (150

palabras)7. De preferencia entregar en formato

WORD.

• Los temas deben ser relacionados a laindustria petrolera.

• La fecha limite para la recepción detrabajos será el 24 de abril de 2015.

• El 8 de mayo se darán a conocer lostrabajos seleccionados a participar en lasjornadas técnicas.

• AMGP premiara al mejor trabajo,patrocinando al autor su asistencia alCongreso Mexicano del Petróleo 2015 arealizarse en la Ciudad de Guadalajara, contodos los gastos pagados.

• AMGP editara un boletín con losresúmenes de los trabajos participantes enlas jornadas técnicas

Para mayores informes contactar a los organizadores de la mesa directiva AMGP Delegación Villahermosa

[email protected] [email protected]@yahoo.com [email protected]

ConvocaA todos los estudiantes de las carreras de

Ciencias de la Tierra a participar en

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VIII Asamblea Mensual Ordinaria

Para finalizar la Asamblea contamos con la participación del M.C. Enrique Casaña Or-

tega de la Compañía CGG Veritas, quien expuso la conferencia titulada: Enfoque in-

tegral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.

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Enfoque integral para la caracterización

sísmica de porosidad en carbonatos.

M.C. Enrique Casaña O. – CGG

Resumen

El potencial económico asociado a los yaci-

mientos en carbonatos es bien conocido; es-

tos yacimientos pueden producir grandes can-

tidades de hidrocarburos, que pueden ser ex-

plotados con menor riesgo si se aplican meto-

dologías y procesos sísmicos especiales, que

permitan definir la orientación, extensión y

algunas características de la roca-yacimiento,

dentro del marco geológico estructural. Sin

embargo, debido a la complejidad geológica y

geofísica que suele acompañar a este tipo de

yacimientos, el proceso de caracterización

sísmica para la correcta determinación de po-

rosidad se ve afectado negativamente, por lo

que se requieren metodologías más robustas

para reducir la incertidumbre en los resulta-

dos.

Este resumen presenta un flujo de trabajo in-

tegrado aplicable a la caracterización sísmica

de yacimientos en carbonatos haciendo hinca-

pié en algunos puntos clave:

La información mineralógica obtenida de po-

zos permiten calibrar los modelos sísmicos

para optimizar la localización y terminación

de estos.

Se requieren análisis exhaustivos de geo

mecánica, petrofísica y física de rocas.

La metodología aprovecha la información

sísmica-azimutal para calcular volúmenes

de atributos asociados a la presencia de po-

rosidad por fracturas.

Los atributos obtenidos a partir del análisis

de anisotropía, por si solos, no son suficien-

tes para una correcta/robusta caracterización

de yacimientos.

La inversión elástica, inclusive en ausencia

de datos sísmicos azimutales, aporta infor-

mación invaluable al proceso de caracteriza-

ción.

Existen metodologías que permiten inferir la

presencia de fracturas a partir de datos sís-

micos convencionales en algunos casos.

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Análisis Geológico

Cualquier ejercicio de caracterización sísmica

deberá estar sujeto a un análisis geológico pre-

vio. El objetivo de este análisis es conocer las

características principales de la roca productora

y no productora, así como los aspectos geológi-

cos que han tenido mayor impacto, tanto en la

generación de la roca yacimiento como en la pro-

ducción de hidrocarburos.

Entre tales aspectos se tienen: la estratigrafía,

complejidad estructural, sedimentación, etc.

Mientras que entre las propiedades petrofísicas

se tienen la litología, porosidad, sistema de frac-

turas (si está presente), entre otros. El objetivo

final es establecer cuáles van a ser las propieda-

des determinantes para identificar las zonas pro-

ductoras y, dependiendo del tipo de propiedad y

de su posible relación con los atributos sísmicos,

establecer las metodologías/herramientas a utili-

zar para caracterizar los yacimientos del campo.

A manera de flujo de trabajo general se incluye

la figura 1, en esta se puede observar como el

estudio depende inmensamente de la informa-

ción proveniente del análisis geológico.

La información obtenida de este paso se utili-

zara primeramente como control de calidad

para calibrar los diversos atributos sísmicos

derivados del proceso de caracterización, así

como para la interpretación e integración de

estos. Para el caso específico de la correcta

predicción de porosidad en carbonatos, se de-

penderá de manera importante del análisis de

registros de imagen, así como del análisis pe-

trofísico avanzado que permita discretizar los

valores de porosidad presentes en la roca ya-

cimiento en sus diferentes componentes

(porosidad de matriz, porosidad vugular, poro-

sidad por fracturas, etc…). Como se mencionó

anteriormente, el conocer esta información

permitirá enfocar el proceso de caracterización

hacia los procesos y herramientas que arrojen

resultados óptimos.

Enfoque integral para la caracterización sísmica de porosidad en carbonatos.

JM.C. Enrique Casaña O. – CGG

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Análisis Acimutal

Se habló anteriormente de la necesidad de dis-

cretizar el sistema de porosidad en el yacimien-

to. En el caso de yacimientos fracturados es

importante conocer primeramente, el efecto de

las fracturas sobre la producción de hidrocarbu-

ros y/o el flujo de agua, así como su distribu-

ción dentro del yacimiento. En los últimos años,

la disponibilidad de datos sísmicos con informa-

ción acimutal ha permitido extraer información

referente a la densidad de fracturamiento y la

dirección preferencial de estos sistemas.



Figura 1 Flujo general de caracterización sísmica. Nótese como el análisis geoló-

gico aporta información para todos los procesos subsecuentes.

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La caracterización de un sistema fracturado va

a depender de la escala a la que se presente,

es decir, los grandes lineamientos o corredores

de fallas con dimensiones mayores a 10 me-

tros, van a ser detectables con atributos sísmi-

cos de tipo geométrico o con métodos acimuta-

les.

De igual forma, para la detección del efecto de

sistemas de fracturas sistemáticas cuya escala

varía entre un centímetro y 10 metros, se hace

necesario aplicar métodos acimutales ya que

no son fácilmente detectables con métodos

geométricos.

La identificación o inferencia de sistemas de

fracturas a partir de datos sísmicos se funda-

menta en las variaciones de velocidad y ampli-

tud asociados a efectos de anisotropía.

La anisotropía se clasifica según su composi-

ción, estructura y espaciamiento en:

Anisotropía Inherente: Término que describe

a un sólido cuando es homogéneo y anisótropo

a lo largo de todos los componentes que lo

constituyen. Entre las principales fuentes de

este tipo tenemos la anisotropía cristalina, an-

isotropía por litología y la anisotropía inducida

por esfuerzos

Anisotropía Inducida: Es producto de la ac-

ción de esfuerzos en un medio, los cuales

pueden originar fracturas o grietas con una

orientación preferencial. Las fracturas pueden

contener gas, líquido o estar secas, pero la

orientación preferencial de las mismas trans-

forman un sólido isótropo en anisótropo

Anisotropía por longitud de onda: Ocurre

cuando una onda se propaga a través de una

secuencia regular de capas isótropas cuyo

espesor es mucho más pequeño que la longi-

tud de onda de la señal incidente.

Anisotropía Intrínseca: Es causada por he-

terogeneidades de escala microscópica en un

medio (cristales o granos alineados). Este tér-

mino no contempla la anisotropía por longitud

de onda.

La causa más común de anisotropía sísmica pa-

rece ser inducida por la alineación preferencial

de fallas, fracturas o micro-fracturas, por lo tanto,

entre las principales aplicaciones de la anisotro-

pía sísmica se encuentran la detección de micro-

fracturas o fracturas alineadas.



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La presencia de fracturas provoca, general-

mente, anisotropía en los datos sísmicos, esto

debido al contraste de velocidades que se ge-

nera en función de la dirección en la que viaje

la onda sísmica. Como se observa en la Figura

2.

Si la onda viaja paralela al sistema de fractu-

ras, su velocidad se verá afectada positiva-

mente por lo que se le conoce como velocidad

rápida. Si por el contrario, viaja perpendicular

a las fracturas, entonces su velocidad sufrirá

un retardo, es decir, será la velocidad lenta.

Por lo tanto, este método permite caracterizar

realmente la anisotropía sísmica, y no directa-

mente el fracturamiento.

En el registro sísmico, la presencia de anisotro-

pía se caracteriza por un efecto sinusoidal que

se puede apreciar al ordenar el dato en función

del offset y acimut como se muestra en la figura

3.

En este ejemplo, se muestra primeramente en la

parte superior un apilado sísmico, nótese como

el perfil asociado a la estructura anticlinal mues-

tra el efecto sinusoidal asociado a la presencia

de anisotropía y la posible presencia de fractu-

ras (imagen inferior-derecha). Este comporta-

miento está ausente en el perfil asociado al flan-



Figura 2 Efecto de anisotropía causado por la presencia de fracturas con una di-

rección preferencial.

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Este efecto anisotrópico es posible observarlo

también por medio de la comparación de apila-

dos sísmicos para cada uno de los sectores

acimutales. La figura 4 muestra un comparati-

vo entre 2 apilados sísmicos de sectores aci-

mutales diferentes y es posible observar, pri-

meramente, una diferencia en términos de am-

plitud para la parte central de la imagen, aso-

ciada al alto estructural. Adicionalmente, se

pueden observar diferencias sutiles identifica-

das por los indicadores en color amarillo. En

este caso, las variaciones observadas estarían

asociadas mayormente a las diferentes direc-

ciones que aportan información a cada ima-

Figura 3. Los efectos de anisotropía se caracterizan por el efecto sinusoidal observa-

do al ordenar el dato sísmico por offset y acimut común (imagen inferior-derecha).

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Figura 4 Las imágenes mostradas corresponden a apilados sísmicos para distintos

rangos acimutales. Nótese la variación de amplitud en la parte central de la imagen, así

como los cambios sutiles identificados por las flechas en color amarillo. .

21





Análisis anisotrópico basado en

velocidades

El análisis anisotrópico para la identificación

de fracturas se puede desarrollar ya sea anali-

zando las variaciones de amplitud, o de una

manera más rápida y sencilla, analizando las

diferencias entre la velocidad rápida y veloci-

dad lentas derivadas del procesado sísmico

acimutal. Como se mencionó anteriormente, la

velocidad rápida estaría asociada a la propa-

gación de las ondas símicas a lo largo del sis-

tema fracturado, mientras que la velocidad len-

ta viajaría ortogonalmente a esta dirección. La

figura 5 muestra un flujo de trabajo que permi-

tiría de manera relativamente sencilla obtener

un atributo asociado a la densidad de fractura-

miento.

El resultado de este flujo, se puede observar

en la figura 6, en donde los colores cálidos es-

tarían asociados a densidades de fractura-

miento altas. Este atributo se podría utilizar,

una vez calibrado con información de pozo,

para identificar áreas con altas porosidades

asociadas a fracturas.

Figura 5. Flujo de trabajo simplificado para la obtención del atributo de densidad de fractura a partir de velocidades

sísmicas.

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Análisis anisotrópico basa-

do en amplitudes sísmicas

El ejemplo anterior, mostro un método relati-

vamente simple para identificar áreas fractu-

radas a partir de velocidades. La desventaja

del método reside en la baja frecuencia

usualmente asociada a las velocidades sísmi-

cas y que podrían no aportar el detalle reque-

rido. Para un análisis acimutal de más alta

resolución se recomienda el análisis anisotró-

pico en función de las amplitudes sísmicas.

Este análisis está basado en la ecuación de

Rϋger (Rϋger 1996) mostrada en la figura 7,

esta incorpora a la ecuación clásica de AVO

un término para calcular la densidad de frac-

turamiento (Bani) y un término también para

calcular la dirección preferencial del fractura-




Figura 6 Atributo de densidad de fractura obtenido a partir de velocidades sísmicas.

Los colores cálidos corresponden a áreas con alta densidad de fracturamiento.

23




A partir de este análisis es posible iden-

tificar zonas fracturadas a mayor resolución, lo

que permite obtener mayor detalle dentro de

los yacimientos a caracterizar. La figura 8

muestra un ejemplo del tipo de información

que se puede obtener de este proceso. En el

ejemplo, las láminas verticales incluyen infor-

mación, tanto de la densidad de fractura

(altura y color)

como de la direc-

ción de fractura-

miento asociada

a la dirección que

muestran las lá-

minas.

Figura 7. Modelo clásico de Rϋger.

Figura 8. Figura 8. A partir del análisis aniso-trópico de amplitudes se obtienen los atribu-

tos Bani (densidad de fractura) y acimut de fracturamiento identificados por la altura/

color y dirección de las láminas mostradas.

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Análisis sísmico-elástico

La inversión de los datos sísmicos para la ob-

tención de impedancia se ha convertido en

una parte estándar del flujo de trabajo para la

caracterización cuantitativa de un yacimiento.

Históricamente, se han utilizado los valores de

Impedancia-P obtenidos del proceso de inver-

sión para el cálculo de porosidad, esto debido

a la buena correlación observada entre los dos

parámetros en los pozos. Estas relaciones va-

rían de yacimiento a yacimiento por lo que es

imperativo encontrar la relación óptima para

cada análisis.

Este proceso se puede desarrollar a partir de

datos símicos convencionales o acimutales, y

en ambos casos la mayor limitante seria el

contenido de frecuencia en el dato.

En los casos de yacimientos profundos, el an-

cho de banda usualmente queda reducido a

las bajas frecuencias, por lo que la resolución

resultante del proceso de inversión se va a ver

fuertemente limitada. Una manera de mejorar

la resolución, es la utilización, cuando exista

suficiente información de pozos, de procesos

estocásticos/geoestadísticos en el proceso de

inversión sísmica.

La inversión Geoestadística se basa en el princi-

pio de que la sísmica de entrada debe coincidir

con los sintéticos generados por la convolución

de la ondícula con una simulación de impedan-

cia. Una estrategia importante es la co-

simulación de porosidad utilizando un conjunto

de impedancias previamente simuladas. En el

primer paso, los registros de impedancia repre-

sentan información previa para la simulación de

la impedancia. En el segundo paso, las relacio-

nes conocidas entre la impedancia y la porosidad

observadas en los registros, son utilizados para

producir simulaciones directas de porosidad.

En términos de resolución, el proceso estocásti-

co aporta detalles más allá de lo que puede

aportar un proceso de inversión determinístico

clásico, como ejemplo se presenta la figura 9. En

esta, se muestran ejemplos de 2 pozos en donde

el registro en color negro corresponde al registro

de Impedancia-P de cada pozo. En color azul se

muestra la traza sísmica de Impedancia-P obte-

nida de un proceso de inversión determinística y

en color rojo se muestra la misma propiedad, en

este caso derivada del proceso estocástico. El

detalle adicional obtenido, permitirá analizar en



25





Independientemente de la buena relación entre

impedancia y porosidad, es complicado carac-

terizar de manera óptima un yacimiento utili-

zando solo este atributo, o cualquier otro atri-

buto por sí mismo. Para reducir la incertidum-

bre en el proceso, es necesario calcular e in-

corporar todos los atributos útiles identificados

durante el análisis petrofísico y de física de ro-

cas. Atributos como la fragilidad, densidad de

fractura, y litología, combinados con el cálculo

de porosidad pueden ayudar a identificar áreas

prospectivas que estarían más allá del poder

Figura 9. Comparativo entre la información de pozo (negro) y los atributos sísmicos

derivados de la inversión sísmica determinística (azul) y estocástica (rojo).

Figura 10. Para resultados óptimos se recomienda la combinación de los diferentes atributos

clave para la identificación de áreas prospectivas.

26





Métodos alternos: Differential

Effective Medium (DEM)

Se habló anteriormente de la importancia de

identificar áreas fracturadas durante el proceso

de caracterización sísmica. Este proceso re-

quiere, como se mostró, de un análisis aniso-

tropico aplicado a datos sísmicos con informa-

ción acimutal. Este tipo de información sísmi-

ca, aunque cada vez más común, no se en-

cuentra disponible en todas las áreas, por lo

que el proceso de caracterización se tendrá

que desarrollar a partir de datos convenciona-

les. Existen algunas metodologías que permi-

ten inferir la presencia de fracturas a partir de

datos convencionales, los cálculos de fragili-

dad o de módulo de Young comúnmente se

han utilizado para efectos de caracterización

con cierto éxito.

El modelo del Medio Diferencial Efectivo (DEM

por sus siglas en inglés) se basa en la relación

entre la porosidad y velocidad del yacimiento pa-

ra identificar áreas de poros achatados o de baja

relación de aspecto que pudieran estar asocia-

dos a enjambres de fracturas.

Este modelo es uno de los varios que pueden

explicar porque para un valor dado de porosidad,

se pueden tener diferentes valores de velocidad

compresional. Estas diferencias son atribuidas a

cambios en la forma de los poros. Para poros

esféricos (relación de aspecto =1), para un valor

dado de porosidad, se va a tener un valor muy

alto de velocidad, ubicado por encima de la curva

teórica de Wyllie y próximo al límite superior de

Hashin-Shtrikman. Para poros elipsoidales muy

achatados (relación de aspecto<<1), las veloci-

dades tenderán a ser bajas, por debajo de la

curva de Wyllie.

La relación de aspecto se puede determinar en

un diagrama Velocidad-Porosidad, como se ob-

serva en la figura 11. Cuanto más achatados

sean los poros, si estos están orientados aleato-

riamente, mayor es la probabilidad que estén en

contacto entre si y formen una red interconecta-

da, o sea, resulten en una roca permeable.

27





Cabe recalcar, que esta metodología no fun-

ciona en todos los tipos de yacimientos carbo-

natados ya que requiere de ciertas condicio-

nes base para su aplicación, pero en los casos

que se cumplan estas condiciones, este méto-

do puede aportar información valiosa. Se ha

observado que para yacimientos con porosida-

des bajas (>10%), existe una buena correla-

ción entre las áreas fracturadas identificadas

por registros de imagen y el cálculo de fractu-

ramiento a partir del método DEM. La figura 12

se muestra como uno de estos ejemplos, en

donde el intervalo corresponde al yacimiento

de interés, y la columna a extrema derecha

muestra en color azul los puntos identificados

por el registro de imagen como fracturas, y en

color amarillo las fracturas estimadas utilizan-

do el DEM. Como se puede observar, hay una

buena correlación entre los 2 métodos.

Figura 11. Diagrama porosidad vs. Velocidad P, mostrando los

límites teóricos de Hashin-Shtrikman (líneas punteadas), y la línea teórica de Wyllie en co-

lor negro, solido. La información mostrada corresponde a un in-tervalo de caliza limpia, nótese el buen ajuste con la línea de

Wyllie.

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Conclusiones

Dada la importancia y complejidad de los yaci-

mientos petrolíferos en carbonatos, el proce-

sos de caracterización sísmica para la identifi-

cación de áreas prospectivas de alta porosidad

debe de ser un “traje a la medida” para cada

yacimiento. Se tienen que considerar todas las

propiedades geológicas del yacimiento para

diseñar y enfocar los diferentes procesos de

caracterización a utilizarse durante el proceso.

Adicionalmente, la información geológica debe-

rá de utilizarse a manera de control de calidad

de los diferentes atributos y para la interpreta-

ción de estos. La información sísmica acimutal

puede aportar información importante al proce-

so, especialmente para la identificación de

áreas fracturadas, pero en ausencia de este

tipo de datos, la información sísmica conven-

cional puede aportar información invaluable al

proceso. Como en cualquier proceso de carac-

terización de yacimientos, la clave está en el

entendimiento de la información proporcionada

por los pozos y la calibración de esta con la

Figura 12. En este caso, se observó un buen ajuste entre el intervalo fracturado obser-vado en el registro de imagen para el pozo, y el intervalo fracturado calculado a partir del método DEM (columna ex-

trema derecha).

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Agradecimientos

Se agradece a María Coronado, Roberto Gullco y Emanuel Flores del grupo de caracterización sís-

mica de CGG por las contribuciones echas a este resumen.

Referencias

Downton, J., and B. Roure, 2010, Azimuthal simultaneous elastic inversion for fracture detection: 80

th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 263–267.

Downton, J., and B. Roure, 2015, Interpreting azimuthal Fourier coefficients for anisotropic and frac-

ture parameters: Interpretation, 3, no. 3 (special issue on fractures to be published in August).

Liu, Y.-J., and R. Ogloff, 2005, Approaching fracture density: anisotropic gradient = fracture density?: 2

nd EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition.

Mavko, G., Mukerji, T. and Dvorkin, J., 1998. The Rock Physics Handbook. Cambridge University

Press.

Roure, B., 2014, Statistical moments for azimuthal anisotropy characterization: 84

th Annual

International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 290-294.

Roure, B., and J. Downton, 2012, Azimuthal Fourier coefficient elastic inversion, CSEG GeoConven-tion abstracts. Rüger, A., 1996, Reflection coefficients and azimuthal AVO analysis in anisotropic media: Ph.D. dis-sertation, Center for Wave Phenomena, Colorado School of Mines. Sayers, C., and S. Dean, 2001, Azimuth-dependent AVO in reservoirs containing non-orthogonal fracture sets: Geophysical Prospecting, 49, no. 1, 100–106.

30


Geología en imágenesGeología en imágenesGeología en imágenes

Asociac ión Mexicana de Geólogos Petroleros

Durante sus vacaciones Humberto Alarcón del Activo de Producción Macuspana

Muspac tuvo la oportunidad de visitar varios afloramientos ubicados en la Plataforma Va-

lles San Luis Potosí . Aquí mostramos algunas de sus fotos.



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En estas fotografías pudimos observar algunos tipos de pliegues, si pudiste reconocerlos En estas fotografías pudimos observar algunos tipos de pliegues, si pudiste reconocerlos En estas fotografías pudimos observar algunos tipos de pliegues, si pudiste reconocerlos

envíanos tus comentarios a cualquiera de nuestros contactos, la primera persona que responda envíanos tus comentarios a cualquiera de nuestros contactos, la primera persona que responda envíanos tus comentarios a cualquiera de nuestros contactos, la primera persona que responda

correctamente será ganador de un premio que se entregara la próxima asamblea. Participa¡¡¡¡correctamente será ganador de un premio que se entregara la próxima asamblea. Participa¡¡¡¡correctamente será ganador de un premio que se entregara la próxima asamblea. Participa¡¡¡¡


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RegistrosRegistrosRegistros

La toma de los Registros de Saturación

de Fluidos en sus diferentes modos de adquisi-

ción (Sigma, Carbono/Oxigeno, Trifásico) se

ha convertido en una práctica común para eva-

luar la formación detrás de tubería permitiendo

identificar el tipo y a la vez monitorear la satu-

ración de los fluidos a través del tiempo. La he-

rramienta de saturación de fluidos es un dispo-

sitivo que cuenta con una fuente que emite

neutrones de alta energía y un medidor de es-

pectros de rayos gamma que capta la señal

que proviene de la interacción de los neutrones

con la formación, dicha interacción de neutro-

nes con los elementos de la formación produce

rayos gamma y su energía forma un espectro

que es registrado a cada nivel de profundidad.

La forma más común de perfilar este tipo de

registros es en agujero entubado y se deben

tomar en cuenta las condiciones ambientales

presentes al momento del registro, dentro de

los factores a considerar se tienen principal-

mente:

Diámetro o geometría del pozo, desviación.

Tubería de revestimiento: diámetro, espe-

sor, libraje.

Registros de Saturación Registros de Saturación Registros de Saturación

de fluidosde fluidosde fluidos

33




Registros de saturación de fluidos

Herramienta: tipo, tamaño, diámetro, recep-

tores, profundidad de investigación.

Fluidos presentes durante el perfil: dentro

de la tubería, en la formación, tipo de fluido

(OBM, WBM, Salmuera, etc.) y salinidad.

Para entender mejor el funcionamiento de los

registros de saturación (también conocidos co-

mo registros de neutrones pulsados) debemos

repasar algunos conceptos importantes de es-

ta técnica; en primera instancia, los neutrones

son partículas constituyentes del átomo que no

se encuentran libres en la naturaleza y pueden

generarse de forma natural o artificial, también

debemos considerar que el hidrogeno y el clo-

ro son elementos que dominan las respuestas

de las herramientas de neutrones, el hidrogeno

es el mejor material que permite la desacelera-

ción de los neutrones epitermales (alta ener-

gía) llevándolos a un nivel termal (baja ener-

gía), y por su parte el cloro es un “devorador”

de neutrones termales, absorbiéndolos cientos

de veces más rápido que otros elementos pre-

sentes en las formaciones.

Los registros de neutrones pulsados cuentan

con un generador que produce neutrones de

alta energía y tiene dos detectores que miden

los rayos gamma provenientes de las interac-

ciones inelástica y captura. La mayoría de las

técnicas existentes del principio neutrón-

gamma están basadas en el número de cuen-

tas totales sobre niveles amplios de energía,

sin embargo, la interacción de los neutrones

sobre los núcleos de los elementos que consti-

tuyen las formaciones, lleva a la producción de

rayos gamma con características propias. Su

energía y espectro están en función del tipo de

elemento involucrado en la reacción y la con-

centración de éste en la formación, por lo que,

los análisis simultáneos de las cuentas de ra-

yos gamma y de sus energía pueden usarse

para identificar la existencia y proporción de

los elementos en la formación, así como para

relacionarse con diferentes parámetros minera-

lógicos y petrofísicos.

Los rayos gamma inelásticos son producidos

por interacciones con neutrones rápidos, invo-

lucrando altas energías y cortos tiempos de

interacción. La producción de rayos gamma

tiene lugar durante la emisión de neutrones y

ocurre relativamente cerca de la fuente de emi-

sión, este modo suministra una medida de las

lecturas de Carbono-Oxígeno (C/O) y debido al

origen de los rayos gamma detectados resulta

una técnica robusta para evaluación de los flui-

dos detrás de tubería.

34





Aplicaciones del modo Carbono/Oxigeno

Determinación de la saturación en cualquier

contexto de salinidad.

Determinación de los contactos de fluidos

(aceite, gas, agua).

Evaluación de saturación de fluidos en cam-

pos con algún proceso de inyección.

Después de la primera interacción de los neu-

trones con la formación estos perdieron ener-

gía y ahora se encuentran en un nivel más ba-

jo conocido como estado termal, en este nivel

de energía son atrapados por elementos de la

formación generándose el fenómeno de captu-

ra y produciendo en ellos una excitación que

dará paso a la producción de los rayos gamma

de captura, la sección transversal de captura

(sigma) también es computada, combinando

las contribuciones relativas se pueden medir

ciertas características de la formación como

porosidad y litología.

Aplicaciones

Determinación de la saturación de fluidos,

pero considera la salinidad del agua de la

formación.

Determinación de los contactos y avances

de fluidos (aceite, gas, agua).

Determinación de zonas de gas y sus avan-

ces (Sigma-TPHI).

Debido a que el cloro tiene una sección de

captura grande, la respuesta de las cuentas de

rayos gamma de captura estará determinada

por la cantidad de cloruros presentes en la for-

mación. La cantidad de cloruros presentes de-

pende de la salinidad del agua de formación, la

porosidad, arcillosidad y saturación de agua.

En condiciones más ideales cuando la salini-

dad y la porosidad lo permiten, los registros de

neutrones pulsados pueden detectar cambios

en la saturación de agua en la formación.

Principio de Medición

Neutrones de alta energía son emitidos por un

acelerador de pulsos. La interacción de los

neutrones con los elementos de la formación

produce rayos gamma y su energía forma un

espectro que es registrado a cada nivel de pro-

fundidad. Cada elemento (Isótopo) tiene un

conjunto particular de rayos gamma permitien-

do así que puedan ser comparados con los

elementos comúnmente encontrados en la na-

turaleza. Los neutrones son emitidos por el

acelerador de pulsos con una energía de 14

MeV permitiendo que se produzcan dos tipos

de interacciones, neutrones rápidos y absor-

35





puede operarse en dos modos básicos para la

medición de estas interacciones: Inelástico y

Sigma.

Modo Inelástico

Los rayos gamma son producidos por interac-

ciones con neutrones rápidos, involucrando

altas energías y cortos tiempos. La producción

de rayos gamma tiene lugar durante la emisión

de neutrones y ocurre relativamente cerca de

la fuente de emisión.

Los elementos comunes que se detectan son:

Carbono (C)

Oxigeno (O)

Silicio (Si)

Calcio (Ca)

Azufre (S)

Hierro (Fe)

El modo Inelástico tiene un ciclo fijo en el tiem-

po. Los rayos gamma producidos por las inter-

acciones de neutrones rápidos se detectan du-

rante la emisión de neutrones.

Figura 1.- Modo Inelástico (C/O)

Modo de Captura (Sigma)

El SIGMA o Sección Transversal de Captura

se define como la capacidad de un elemento o

mineral para atrapar neutrones termales y se

mide en unidades de captura (cu). Esto ocurre

36


cuando los neutrones han reduci-

do su energía y están relativa-

mente lejos de la fuente.




Hidrogeno (H)

Silicio (Si)

Calcio (Ca)

Cloro (Cl)

Hierro (Fe)

Azufre (S)

En el modo de captura la diferencia en tiempo

entre la emisión de neutrones y la medición del

espectro de captura de los rayos gamma es

aumentada; esto permite eliminar las contribu-

ciones por el efecto del pozo. La diferencia de

tiempo varía continuamente dependiendo de la

medida del tiempo de decaimiento (T) la cual

se efectúa simultáneamente. Combinando las

contribuciones relativas se puede calcular cier-

tas características de la formación como: poro-

sidad, litología y salinidad de los fluidos.

Figura 2.-Modo de captura Carbón/

oxigeno

Figura 3.- Espectro de captura

37




La curva Sigma es graficada en

escala de 0-60cu (curva color ne-

gro figura 5), en sentido inverso

para poder ser compara con el re-

gistro de resistividad y comparar

sus respuestas en base al conteni-

do de fluidos.

La respuesta del registro mostrado

en el la figura 5 es idealizada para

yacimientos con salinidades mayo-

res a los 90kppm, entre mayor sea

la salinidad del agua de formación

Figura 4 Valores típicos de sigma

Figura 5 Respuesta registro Sigma idealizado

38




Una de las principales aplicaciones de la sec-

ción transversal de captura o Sigma es el

cómputo de la saturación de agua, la expre-

sión de Sigma para una formación es una com-

binación lineal de cada uno de los componen-

tes sólidos y fluidos que la constituyen:

Donde:

Arreglando la ecuación para resolver la satura-

ción de agua quedaría de la forma siguiente:

Para estimar un valor de Sw a través del modo

Sigma, se requiere que exista un suficiente

contraste entre los ΣW y ΣO, así como un valor

de porosidad para que exista un contraste alto

en el divisor expresado en términos de unida-

des de captura, por lo tanto el agua debe ser

salada y la salinidad conocida en todo el inter-

valo, los valores de sigma de matriz y sigma de

la arcilla también deberán ser conocidos para

que la ecuación de Sw pueda ser resuelta con

confiabilidad.

Para el cómputo de saturación a partir de la

relación de carbono/oxígeno se usa el grafico

del paralelogramo, el cual depende de las con-

sideraciones de porosidad, peso y diámetro de

tubería, y el valor de CDV (carbon density va-

lue, por sus siglas en ingles), el cual se obtiene

a partir del grado API del aceite. En este méto-

do se grafican los valores de la relación Car-

bón/Oxigeno para el detector cercano y lejano,

y la representación gráfica de esta técnica con-

tiene los 4 casos posibles de distribución de

fluidos (aceite-agua) en el sistema tubería-

formación, tal como se muestra en la figura 8.

Figura 7 Componentes del método volumé-trico para el calculo de saturación de agua.

39




Técnica de Trifásico

El registro trifásico (técnica TPHL) nos per-

mite obtener la proporción de aceite (Yo),

gas (Yg) y agua (Yw) dentro de la tubería,

esto a partir de una medición tipo inelástico,

tal como se observa en la figura 9. General-

mente el registro trifásico se usa para com-

pensar el efecto de pozo fluyente en la toma

de información del registro de carbono-

oxigeno. También resulta conveniente adqui-

rirlo cuando se perfila el modo sigma en po-

zos fluyentes, pues aporta de una manera

rápida información dinámica de las condicio-

nes de los fluidos dentro del pozo, los cuales

tienen un efecto en la medición de sigma,

permitiendo una integración con el perfil de

temperatura y presión para mejora de la in-

terpretación. El registro trifásico es una técni-

ca desarrollada por la compañía Schlumber-

ger, la cual permite realizar el registro de sa-

turación en condiciones de pozo fluyente,

brindando la posibilidad de la evaluación de

saturación en aquellos pozos fluyentes en

donde se desea algún monitoreo de fluidos

y/o se planea evaluar intervalos potenciales

a disparar sin la necesidad de cerrar pozo y

diferir producción, la figura 11 muestra un

ejemplo de la aplicación de esta esta técnica

en conjunto con el modo sigma y el modo

carbono-oxígeno.

Figura 8 Gráfico del parale-

logramo para evaluación de

So con el método de Car-

bono – Oxígeno.

40




Figura 9 El registro trifásico considera la medición centralizada y enfocada en la tubería para

tener datos de los fluidos al momento del registro, el resultado del trifásico es un gráfico y

curvas con las proporciones de fluidos

41




Ejemplos de aplicaciones:

Figura 10 Ejemplo mostrando la evaluación con el registro de saturación en los modos sigma

y carbono-oxígeno. El intervalo había sido propuesto para disparar pero el análisis del regis-

tro de saturación muestra que es un intervalo explotado y con presencia de salinidad varia-

ble pues se observa un efecto de “hidrocarburo” en la curva de Sigma debido a la baja

salinidad.

Figura 11 Ejemplo mostrando

la evaluación con el registro

de saturación en los modos

sigma, carbono-oxígeno

y trifásico.

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Existen en el mercado varias herramientas para la toma de registros de saturación sus nombres

varían en función de la compañía de registros, los principios de medición son los mismos, pero su

adecuada interpretación dependerá del conocimiento que tengamos del campo y de la experien-

cia de cada interprete.

Agradecimientos:

Al Ing. Gerardo Rodríguez de la compañía Schlumberger por su apoyo para la elaboración de es-

te artículo.

Referencias:

Modern Carbon/Oxygen Logging: Hydrocarbon- Saturation-Determination Techniques. SPE

90339

The many Facets of Pulsed Neutron Cased –Hole Loggin. Oilfield Review summer 1996

Improved Pulsed Neutron Capture Logging with Slim Carbon-oxygen Tools. Methodology. R.E.

Plasek, R.A. Adolph, C. Stoller , D.J. Willis, E.E. Bordon M.G. Portal.SPE 30598

Manual de Interpretación de registros, VCL Viro Consultoría Ltda.

Teoría general de interpretación RST de Schlumberger PTS.

Neutrones pulsados teoría e interpretación de Halliburton

Aplicación del registro de saturación actual de fluidos para el monitoreo de los mismos,

en el Activo de Producción Cinco Presidentes, Pemex APCP, Enero 2014.

Gamma Ray: SGT-NGT Training Book. Schlumberger.

https://eureka.slb.com:2081/search?q=dc_creator%3A%28%22Plasek%2C+R.E.%22%29

https://eureka.slb.com:2081/search?q=dc_creator%3A%28%22Adolph%2C+R.A.%22%29

https://eureka.slb.com:2081/search?q=dc_creator%3A%28%22Stoller%2C+C.%22%29

https://eureka.slb.com:2081/search?q=dc_creator%3A%28%22Willis%2C+D.J.%22%29

https://eureka.slb.com:2081/search?q=dc_creator%3A%28%22Bordon%2C+E.E.%22%29

https://eureka.slb.com:2081/search?q=dc_creator%3A%28%22Portal%2C+M.G.%22%29

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44



Código de ética AMGPCódigo de ética AMGPCódigo de ética AMGP

Debo:

Mantener siempre la dignidad de mi profesión, normando mis actos

para ser merecedor de la confianza en mi depositada correspondiendo a

ella con honradez, para evitar el descrédito.

Estar orgulloso de pertenecer a la Asociación, guardando y haciendo

guardar celosamente su patrimonio y acatando respetuosamente su es-

tatuto y reglamento.

Percatarme del buen ejemplo que tendré que ofrecer a mis compañe-

ros dentro y fuera del ejercicio profesional por el prestigio de la asocia-

ción.

Ejercer la fraternidad y solidaridad como valores fundamentales den-

tro de la asociación y fomentar la convivencia con los coasociados para

cultivar y preservar la amistad y el respeto.

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Código de ética AMGPCódigo de ética AMGPCódigo de ética AMGP

Debo:

Evitar dañar la reputación de mis compañeros, evitar emitir juicios sin

fundamento, evitar la presunción y la vanagloria y rechazar el prestar-

me a causas innobles.

Aceptar sólo las tareas que pueda desarrollar con honorabilidad. Ase-

gurar el bienestar y prosperidad de la asociación.

Esforzarme por mantener integro, conduciéndome con desinterés y

probidad. Rehuir la falsedad, actuar con decoro e imparcialidad y

desechar compensaciones ilegales.

Tener conciencia de la responsabilidad que contrajimos con el país,

los que ejercemos la actividad de explotación petrolera.

Tener en mente que siendo el petróleo un recurso no renovable, su

desperdicio es inadmisible y sólo sentiré satisfacción del deber cumpli-

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“El querer escribir no depende tanto del coeficiente de uno sino de la

voluntad por trascender en la vida o dejar legado”. Xtian Torres.


GacetaGacetaGaceta

Estimados asociados

La nueva mesa directiva de la AMGP 2014-2016, tenemos el firme interés de conti-

nuar con la publicación de la Gaceta de la Asociación, motivo por el cual les pedimos

su colaboración para que nos envíen artículos técnicos que les gustaría que fueran

publicados, o algún otro documento que les quisieran compartir con el resto de los

asociados.

Los interesados pueden contactar al comité editorial atreves de los siguientes co-

rreos:

[email protected]

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Calle Campo Cunduacán, Conjunto Mediterráneo Edif.B Depto. 102 Fracc. Carrizal

C.P. 86035 Villahermosa, Tabasco.

[email protected]

Tel. (01 993) 3 14 86 10

mailto:[email protected]

Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros Gaceta · 2017-10-17 · Este resumen presenta un...

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