Capítulo 6 Reservas de Hidrocarburos

CAPITULO 6 - RESERVAS DE HIDROCARBUROS

6.1 CONSIDERACIONES GENERALES.

Vamos a introducir en el presente capítulo definiciones de ciertos términos que se mencionan con frecuencia en la actividad petrolera. En la literatura técnica petrolera se encuentran definiciones diversas de estos importantes términos; si bien éstas no están en abierta contradicción, a veces pueden causar confusión. Por tal motivo, se ha tratado de incluir definiciones generalmente aceptadas.

6.2 RESERVORIO

Una definición muy aceptada es que reservorio es "Uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o sean capaces de producir hidrocarburos, con un sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén completamente rodeados por roca impermeable o agua".

El término reservorio es una adaptación al español del vocablo inglés reservoir que significa yacimiento, que sin embargo está muy difundido y es corrientemente aceptado dentro del glosario petrolero.

El yacimiento o reservorio contiene hidrocarburos en forma de fluidos que de acuerdo a su estado natural y otras características pueden ser petróleo y gas. Adicionalmente existe agua como fluido asociado a los hidrocarburos.

6.3 PETRÓLEO.

Petróleo son los hidrocarburos que, en condición normalizada de presión y temperatura, se presentan en estado líquido, así como los hidrocarburos líquidos que se obtienen en los procesos de separación del gas.

6.4 GAS NATURAL

Es una mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en estado gaseoso pudiendo encontrarse en forma de gas asociado o no asociado al petróleo. El gas asociado puede a su vez ser gas libre o disuelto en el petróleo. A condiciones estándar permanece en estado gaseoso. En su composición se encuentra predominio de hidrocarburos livianos desde el metano hasta el butano y cantidades menores de pentanos e hidrocarburos más pesados.

También pueden contener impurezas no hidrocarburíferas como CO2, N2 y H2S.

6.5 CONDENSADO DE GAS NATURAL

Son las fracciones líquidas del gas natural que se recuperan en los separadores, instalaciones superficiales o plantas de procesamiento de gas. Sin embargo no debe confundirse con otras fracciones líquidas que se recuperan del gas de planta como ser el gas licuado de petróleo o mas conocido como GLP y la

Ing. Hermas Herrera Callejas Página: 6 - 1

PET204 Ingeniería de Reservorios I Capítulo 6 – Reservas de Hidrocarburos

gasolina liviana.

6.6 RESERVAS

Es importante determinar los volúmenes que se encuentran almacenados en los poros de una roca reservorio; sin embargo se debe reconocer que no será posible extraer todo ese volumen por diversas circunstancias. Para lograr producir estos hidrocarburos intervienen factores claves como la energía del yacimiento, la facilidad de movimiento de los fluidos y el empuje o barrido que puedan ejercer otros fluidos asociados.

Reservas de hidrocarburos son las estimaciones de petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural, de las acumulaciones naturales que han sido delineadas y caracterizadas por un análisis combinado de datos geo-científicos, (geológicos, geofísicos, petrofísicos, de ingeniería de reservorios, etc.), disponibles. Las reservas deben poder ser desarrolladas económicamente bajo el ambiente comercial actual prevaleciente.

Los volúmenes pueden ser recuperados mediante cualquier proceso de producción. SPE y WPC definen las reservas como “aquellas cantidades de petróleo las cuales se anticipa que serán recuperadas comercialmente de las acumulaciones conocidas a una fecha futura dada”. Todas las estimaciones involucran un grado de incertidumbre que está en función a los datos geológicos y de ingeniería disponibles a tiempo de hacer la estimación y la interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre conduce a situar las reservas en una de las dos principales clasificaciones: probadas o no probadas. Las no probadas tienen menor grado de certeza y a su vez pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles que denota progresivamente un mayor grado de incertidumbre.

La incertidumbre puede provenir de diferentes fuentes: Incertidumbre Técnica.- Geológica / Geofísica / Ingeniería de Reservorios

La incertidumbre geológica depende de cuatro variables mutuamente excluyentes: Presencia de una roca fuente madura (Ps)Presencia de la roca reservorio (Pr)Presencia de la trampa (Pt)Estructural / Dinámica de migración (Pd)

El riesgo asociado con la incertidumbre geológica (Pg) puede ser evaluado con esos cuatro factores mutuamente excluyentes:

Pg = Ps * Pr * Pt * Pd

Harold L. Irby (Petroleum Engineering Services, Mayo 1998) considera que cualitativamente se puede establecer lo siguiente:

0.0 < Pg < 0.3 => Desfavorable0.3 < Pg < 0.5 => Cuestionable0.5 < Pg < 0.7 => Expectable0.7 < Pg < 1.0 => Favorable



Incertidumbre Económica.- Estimaciones de Costos de Facilidades / Precios Futuros del Mercado

Incertidumbre Geopolítica.- Cambios en el Régimen Fiscal / Mercados

6.6.1 Método de Estimación Determinístico

Se llama determinístico si se efectúa en base a datos geológicos, de ingeniería y económicos conocidos.

Volumen poralA, h, fSwi, BoiFactor recuperación

MODELO DETERMINISTICO

Valores de reservas

Cada uno de los datos es determinado como un valor numérico simple (usualmente los valores promedio de parámetros de reservorio) y la reserva resultante es también un valor numérico simple.

6.6.2 Método de Estimación Probabilístico

El método se llama probabilístico o estocástico cuando estos datos geológicos, de ingeniería y económicos se utilizan para generar un rango de estimación con sus correspondientes probabilidades

Volumen poralA, h, fSwi, BoiFactor recuperación

MODELO PROBABILISTICO

Distribución probabilística de reservas

Se asume que cada parámetro INPUT y OUTPUT es una variable aleatoria y puede ser representada por una curva de distribución de probabilidad, para ser usada por una simulación de Monte Carlo o Hipercubo Latina.

Las reservas de hidrocarburos no son estáticas. Generalmente son revisadas cuando aparecen datos geológicos o de ingeniería adicionales, o cuando las condiciones económicas cambian.

Al estimar reservas puede tomarse en cuenta las fuentes de energía natural o las que resulten de aplicar sistemas de recuperación secundaria o mejorada. Esto quiere decir que se van a considerar los diferentes tipos de empuje presentes y también procesos de reciclaje, inyección, métodos térmicos, químicos, desplazamiento miscible, inmiscible y cualquier otro.

6.6.3 Volumen Original in Situ

Es la cantidad de hidrocarburos que se encuentran almacenados en el yacimiento, expresada en unidades de volumen generalmente a condiciones de superficie. De acuerdo a este concepto se puede decir que esta es una medida absoluta, ya que no considera si el fluido es o no capaz de moverse ni con cuanta facilidad. Sin embargo este volumen se refiere a la fase continua, es decir al fluido



que existe en los poros interconectados entre sí, puesto que se calcula en función de la llamada porosidad efectiva que mide precisamente la fracción de huecos interconectados.

Para cada tipo de fluido, debe determinarse su volumen original in situ; es decir para el petróleo, condensado, gas asociado, gas natural no asociado y agua.

Como se indicó anteriormente, las reservas representan los volúmenes de hidrocarburos que pueden ser recuperados. Esto significa que las reservas constituyen una parte o fracción de los volúmenes originales in situ. En efecto, las reservas son volúmenes de hidrocarburos comercialmente explotables. Casi automáticamente surge como consecuencia un indicador del grado de eficiencia de la recuperación, llamado factor de recuperación que simplemente es la relación aritmética entre la reserva y el volumen original.

De acuerdo al grado de certeza que se tenga sobre la existencia física de hidrocarburos en el yacimiento y su volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en: Probadas, Probables y Posibles.

6.6.4 Reservas Probadas

Son aquellas cantidades de hidrocarburos las cuales, por análisis de datos geológicos y de ingeniería pueden ser estimadas con razonable certeza y que serán recuperados comercialmente.

SPE considera que cuando se ha usado el método determinístico, el término razonable certeza expresa un alto grado de confianza que esa cantidad calculada va a ser recuperada. Si métodos probabilísticos se han usado, debería haber por lo menos un 90% de probabilidad de que las cantidades actualmente recuperadas sean iguales o excedan a los valores estimados de reservas.

El "Reglamento de Comercialización del Gas" en actual vigencia en el país, define a las reservas probadas como aquellas que "demuestran con una razonable certeza, que en el futuro, serán recuperables los hidrocarburos de los reservorios bajo condiciones económicas y operacionales existentes. Los reservorios son considerados con reservas probadas, cuando han demostrado la capacidad de producir ya sea por la actual producción o pruebas concluyentes de la formación geológica".

Su principal atributo es que están evidenciadas por uno o más pozos con pruebas positivas de producción. Su determinación infiere que la estructura, extensión areal y características petrofísicas y de fluidos se encuentran bien definidos en base a procedimientos reconocidos de interpretación, calidad de los datos y conocimiento de la continuidad de la formación, así como los límites y los contactos entre fluidos. Aún si se desconociera el contacto entre fluidos, se puede usar el punto mas bajo estructuralmente con presencia de hidrocarburos como límite inferior, conocido como LKH (lowest known hydrocarbon). Los otros límites que restringen arealmente la extensión del yacimiento pueden ser de carácter físico o convencional.



El área de un reservorio considerado con reservas probadas, es aquella porción delimitada por perforaciones y definida por los contactos gas-petróleo y gas-agua o limitado por una deformación estructural o lenticular del reservorio y, en ausencia de contactos de fluidos, el mas bajo acontecimiento estructural de hidrocarburos en los límites probados del reservorio. El área probada de un reservorio también puede incluir las porciones adyacentes no delimitadas por perforaciones, pero las cuales pueden ser evaluadas como

económicamente productivas, sobre la base de la información geológica e ingeniería de reservorios disponibles al momento en que se efectúa la estimación.

Contacto entre fases

En estado de equilibrio, las fases dentro de un reservorio se posicionan de acuerdo a su gravedad, es decir, la fase gas en el tope, el petróleo a continuación, y la fase agua en la parte inferior. Idealmente, los contactos entre fases son planos horizontales, es decir superficies de contacto planas. En la realidad, los contactos constituyen zonas de interfase donde coexisten dos fases, con un determinado espesor que no siempre es constante ni está limitado por superficies planas debido a fenómenos de capilaridad y tensión superficial.

Los contactos no son estáticos; van cambiando a medida que se va extrayendo fluidos del reservorio. Por lo general, el contacto gas-petróleo (CGP) va descendiendo en su posición estructural en tanto que el contacto agua-petróleo (CAP) va en ascenso. Esto es consistente con el hecho de que al ser la fase petróleo la que se extrae, su espesor va menguando paulatinamente.

Se debe establecer con exactitud las posiciones de los contactos originales a tiempo de iniciar la vida productiva del reservorio; estos datos son de importancia para efectuar el seguimiento de los cambios de posición de los contactos y determinar la dinámica que rige como resultado del movimiento de los fluidos.

Los contactos pueden determinarse a partir de registros de pozo y probadores de formación

6.6.4.1 Reservas Probadas Desarrolladas

Son las reservas probadas estimadas a ser recuperadas a través de los pozos


contacto agua-petróleo

Fig.3.2. Estructura limitada por agua

Fig. 6.2 Estructura limitada por

Fig. 6.1 Acumulaciones de hidrocarburos


existentes. Las reservas en reservorios probados penetrados por pozos que normalmente no están siendo producidos son consideradas como reservas probadas desarrolladas, si se anticipa que tales reservas serán recuperadas a través de los pozos existentes requiriendo nada más que operaciones de reacondicionamiento de pozos.

6.6.4.2 Reservas Probadas No Desarrolladas

Son las reservas económicamente recuperables que existen en reservorios probados, que serán recuperados en base a una inversión económica ejecutada en el futuro. Las reservas estimadas en áreas no perforadas están incluidas como reservas probadas si ellas son consideradas como tales por el análisis de la información de los pozos existentes.

Las inversiones a las que se hace referencia consisten en: a) perforación de nuevos pozos en áreas no perforadas, b) profundización e intervención, c) instalación de nuevas facilidades de producción y transporte.

6.6.5 Reservas Probables

Su existencia ha sido determinada con menor grado de certeza que las probadas. Pueden corresponder a extensiones de áreas donde se tienen reservas probadas, donde se infiere que continúa la estructura, pero que no ha sido evidenciada por la perforación y pruebas de producción. Podrían estar separadas del área probada mediante fallas y donde la interpretación geológica indica que se encuentran en posiciones estructurales mas altas.

También pueden incluirse a aquellas reservas donde el control subsuperficial es insuficiente para demostrar que se trata de reservas probadas.

SPE considera que cuando se usa métodos probabilísticos debería haber por lo menos un 50% de probabilidad de que las cantidades actualmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las probadas estimadas más las reservas probables.

En la figura 6.3 se muestra el mapa estructural de un reservorio que es atravesado por una falla de norte a sur. La parte oeste del reservorio ha sido desarrollada parcialmente y se puede ver que define un area probada; la parte este pese a formar parte de la misma estructura, pero ligeramente desplazada, no tiene ningún pozo; por lo tanto no se puede asegurar con certeza que posee reservas, por eso se considera probable.

6.6.6 Reservas Posibles


plano de falla

Fig. 3.3. Reservorio con una falla sellante. Izquierda: reservas

probadas; derecha: probables

Fig. 6.3 Reservorio con falla sellante. Izquierda: Reservas


Su incertidumbre es mayor aun que las anteriores y algunos autores las catalogan dentro una probabilidad entre 0.1 y 0.4.

Pueden incluirse aquellas reservas que se determinan por extrapolación estructural o estratigráfica, basándose principalmente en interpretaciones geológicas y geofísicas.

También la constituyen aquellas reservas evidenciadas aparentemente por registros y núcleos, pero que no pueden ser producidas en condiciones comerciales las reservas de formaciones productivas pero que en cierta área parece existir una separación mediante fallas y donde la estructura se sitúa en una posición mas baja.

SPE considera que cuando se usa métodos probabilísticos debería haber por lo menos un 10% de probabilidad de que las cantidades actualmente recuperadas sean iguales o excedan la suma de las probadas estimadas más las reservas probables más las reservas posibles.



6.6.7 Reservas Remanentes

Son los volúmenes recuperables que aún permanecen en reservorio en un determinado momento; expresado en otra forma:

Reserva remanente = Reserva inicial - Volumen producido

6.7 CÁLCULO DE LOS VOLÚMENES ORIGINALES IN SITU POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO

El método volumétrico es el único que puede utilizarse para la determinación de los volúmenes originales in situ (VOIS) a tiempo del descubrimiento del reservorio debido a que se cuenta con información muy limitada. Los resultados que se obtienen son solamente aproximados. Posteriormente, estos valores podrán ser recalculados por otros métodos más exactos como el balance de materia o la simulación matemática a medida que se vaya obteniendo más información sobre el reservorio porque ambos requieren información histórica.

El cálculo de los VOIS a partir de un solo pozo descubridor es solamente un cálculo aproximado como ya se mencionó. Aún no se sabe con exactitud cuáles són los límites reales de la estructura ni cual su verdadera forma. No se conocen las variaciones del espesor neto del yacimiento. Tampoco se conoce cuál es el grado de anisotropía, que involucra a la porosidad. Todos estos parámetros recién se los irá conociendo a medida que se perforen los pozos de avanzada y de desarrollo.

Un pozo perforado -en este caso el pozo descubridor- es semejante a una base de datos almacenada en un computador. Aunque el pozo haya resultado ser seco, provee abundante información.

Para calcular volumétricamente el VOIS, se requiere la siguiente información: a) el volumen de roca, b) la porosidad, c) la saturación de agua congénita, d) los factores volumétricos y e) la posición de los contactos.

a) Volumen de roca, es el volumen bruto calculado a partir del mapa isopáquico tal como se describe en el capìtulo 1. Normalmente, el mapa isopáquico que se dispone es aproximado y contiene algunas suposiciones. Ha sido elaborado teniendo como información básica el mapa estructural, que también es sólo una aproximación ya que éste ha sido confeccionado en base al mapa isocrónico resultante de la prospección sísmica.

b) Porosidad de la roca reservorio que se va a suponer constante a través de toda la estructura.

c) Saturación de agua congénita, es el agua que permanece en los poros de la roca en forma permanente e irreducible. Para cálculos más exactos debe considerarse el aumento de la saturación de agua -en este caso no congénita- en la zona de interfase agua-petróleo, para lo cual es necesario disponer de una curva de presión capilar obtenible del pozo descubridor.

d) Factores volumétricos de las fases petróleo y gas, que se obtienen a partir de muestras de fluídos que luego se procesan en los laboratorios PVT. Su efecto en el cálculo es la conversión de los volumenes de condiciones reservorio a



condiciones de superficie o estándar.e) Posición de contactos CPG (contacto petróleo-gas) y CAP (contacto agua-

petróleo), que intervienen en la determinación de los volúmenes de roca, para fijar los límites de cada fase.

La ecuación volumétrica expresada en unidades de campo, es por lo tanto:

Petróleo:

6.1

donde:A = area de la estructura, acresh = espesor arena, piesf = porosidad, fracciónSw= saturación de agua, fracciónBo= factor volumétrico del petróleo, Bl/BlsN = VOIS de petróleo, Bls

Gas libre:

6.2

donde:A = area de la estructura, acresh = espesor arena, piesf = porosidad, fracciónSw= saturación de agua, fracción

Bg= factor volumétrico del gas, pc/pcs

G = VOIS del gas, pies3

Gas disuelto:

Gdisuelto = NRs 6.3

donde: Rs = factor de solubilidad del gas

6.8 MÉTODOS DE ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO

Se requiere disponer datos históricos. Básicamente consiste en analizar la tendencia de estos datos con relación a ciertas características. Incluye:-Balance de Materia-Curvas de Declinación-Simulación Numérica

6.8.1 Balance de Materia

Se basa en el concepto de la conservación de la materia. El reservorio es



considerado como un tanque donde hay un intercambio de volúmenes o mas propiamente, donde los espacios vacíos que provoca la producción es llenada por la expansión de los fluidos. La exactitud de este método radica en la correcta determinación de las propiedades de roca y fluidos y la presión estática del reservorio.Permite efectuar proyecciones al futuro.Requiere historiales de producción.

6.8.2 Curvas de declinación

Se basa en el análisis de la tendencia de la producción. Puede aplicarse simplemente a un pozo con un reservorio o a un campo constituido por varios reservorios. El criterio básico es suponer que el pozo o campo continuará con su misma tendencia histórica mientras se mantengas las mismas o similares condiciones de producción.

La tendencia es analizada en graficas producción versus tiempo, producción mensual versus producción acumulada, relación gas petróleo versus tiempo u otro grafico determinado. Hay algunos métodos que utilizan curvas tipo de declinación.Permite efectuar proyecciones al futuro.Requiere historiales de producción.

6.8.3 Simulación Numérica

Aunque es un método sofisticado, puede decirse que utiliza una combinación del método volumétrico y del balance de materia. El yacimiento es dividido en pequeños bloques para poder resolver las ecuaciones de flujo dinámico en medios porosos en forma numérica ya que es imposible obtener la solución analítica. A cada bloque se le aplica el principio de balance de materia para cada etapa de tiempo, pero los volúmenes de los fluidos se los calcula volumétricamente.

Una de sus ventajas es que puede representar la heterogeneidad del yacimiento y el cambio de fases, tal como la condensación retrograda, la vaporización, etc.Permite efectuar proyecciones al futuro.

6.9 EL FACTOR DE RECUPERACIÓN

Por diversas causas físicas –y también económicas-, no puede recuperarse el cien por ciento de los hidrocarburos, sean éstos gases o líquidos. Como resultado, quedarán dentro la estructura como fases irreducibles.

Por lo tanto existe un parámetro llamado factor de recuperación, cuya definición es:

6.4

este factor puede ser expresado en fracción, pero por lo general se lo expresa en porcentaje.

El factor de recuperación es un parámetro muy importante. Su definición básica es sencilla puesto que representa la relación entre el volumen recuperado y



el volumen original in situ.Su importancia se puede ver con el siguiente razonamiento. El volumen

original in situ es un valor conocido; si se pudiera determinar de alguna manera el valor del factor de recuperación, el cálculo del volumen recuperable sería inmediato; por lo tanto el problema consiste en obtener este factor de recuperación por anticipado, antes de ingresar al proceso de producción. De este modo se pueden elaborar proyectos en base a los perfiles de producción y consiguientes planes de inversión.

Se ha planteado resolver el problema de varias maneras. Un método indirecto puede ser por analogía con otros reservorios que presentan características similares, por ejemplo, la misma formación geológica, edad, posición estructural, propiedades de la roca, de fluidos y similar comportamiento que poseen un suficiente historial de producción.

Otra manera de encarar el problema es efectuando un amplio y detallado análisis de ingeniería, aunque puede resultar complicado, porque como es evidente, el factor de recuperación esta influenciado por muchos parámetros entre los que destacan el mecanismo de energía de empuje, las propiedades petrofísicas y de fluidos, el esquema de desarrollo del yacimiento y los sistemas de producción.

Uno de los factores de gran influencia es la permeabilidad que es un indicador de la facilidad con que se mueve el fluído en el medio poroso. Cuando dos o más fases están presentes conjuntamente, existen la permeabilidad efectiva y la permeabilidad relativa para cada fase. Para que un determinado fluído pueda moverse dentro el reservorio tiene que haber una cierta saturación mínima, llamada saturación residual. Debajo de estos valores de saturación residual, los fluídos permanecen inmóviles y por lo tanto, no se pueden recuperar en superficie.

Se incluye a continuación una referencia rápida de los rangos que estadísticamente corresponden a reservorios de petróleo de acuerdo al tipo de empuje. Mecanismo de empuje FR (% del VOIS)

Expansión 2 - 5 Gas en solución 12 - 25 Gas de casquete 20 - 40 Acuífero lateral 20 - 40 Acuífero de fondo 35 - 60 Segregación Gravitacional 50 - 70

Para yacimientos de gas el tipo de empuje característico es el de expansión del fluido, aunque naturalmente puede existir un acuífero activo.

El valor del factor de recuperación es funcion directa de cuan rápido se pierde energía en el proceso de producción y tambien del valor del caudal de abandono que determina el limite económico costos/beneficio.

El criterio económico también limita el porcentaje de recuperación de hidrocarburos y por lo general es más drástico que las causas físicas. El llamado caudal de abandono, es en resumen el límite económico entre los gastos de operación y las ganancias, ésto es, valores mayores al caudal de abandono producen ganancias y valores menores producen pérdidas.



Yacimientos de gasConociendo algunas propiedades, se puede calcular el factor de recuperación,

con la ecuación, deducida de la ecuación Gp = G(1-Bgi/Bg):

Ejemplo 6.1.

Se ha descubierto un yacimiento de gas con poco rendimiento de condensado. La presión inicial es de 6147 psia y se estima que la presión a tiempo de abandono estará a 3522 psia. El análisis PVT indica un factor volumétrico inicial de 0.00045 y al tiempo de abandono se calcula Bg = 0.00158. Determinar el factor de recuperación.

Solución:Aplicando directamente la ecuación indicada:

= 1 – 0.2848 = 0.7152

FR = 71,52 %

6.9.1 Yacimientos de Petróleo Subsaturado.

Es posible calcular el factor de recuperación deduciéndolo a partir de la ecuación NRsiBg- NRsBg = N(Rsi-Rs)Bg que representa la expansión del gas liberado

6-5

Poniéndola en forma de la expresión del Factor de Recuperación:

6-6

Ejemplo 6.2.

Se quiere evaluar la reserva recuperable de un yacimiento de petróleo descubierto con 3210 psia de presión. Un perfil de producción muestra que el caudal de abandono será de 150 bls y la presión habrá declinado a 1820 psia. Factores volumétricos y otros datos:

Bo @ 3210 = 1,36; Bo @ 1820 = 1,23; co = cw = 4x10-5 psi-1y cf = 6x10-5 psi-1. Saturación de agua conata = 44 %.; presión del punto de burbuja 1950 psia.

Solución:

Es posible que a partir de 1950 psia hasta 1820 se haya ido formando un casquete secundario que interviene en el empuje. Sin embargo, el efecto no es muy grande y para fines de simplificación solo se tomará en cuenta el empuje de gas disuelto. Por esto:



= (1.105691)(17.8571)

(0.0139) = 0.2744entonces:FR = 27,4 %

Algunos autores han tratado de establecer correlaciones para ciertos tipos de empuje.

6.9.2 Factores que Afectan la Recuperación

En un mecanismo de empuje en el que un fluido desplaza a otro, por ejemplo petróleo desplazado por agua, hay ciertos factores que influyen en la recuperación de volumenes. A grandes rasgos se pueden citar algunos:a) Eficiencia de barrido areal.- Es influenciado por la geometría de reservorio, la

geometría del pozo y la relación de movilidad.b) Eficiencia de barrido vertical.- Es influenciado por la estratificación vertical, los

contrastes de permeabilidad: inter estratos e intro estratos.c) La saturación de hidrocarburos movibles (por ejemplo, de petróleo).- Influenciado

por el tipo de roca, la porosidad, permeabilidad, saturación inicial de petróleo, saturación residual de petróleo, mojabilidad.

6.9.3 Correlaciones de la API para estimación de reservas.

Las siguientes correlaciones han sido determinadas en base a resultados de varios reservorios considerados como elementos de un muestreo estadístico, por lo que se las debe utilizar con cierta precaución.

a. Reservorios de petróleo con empuje de gas en solución (areniscas y carbonatos):

6.7

donde:

Bob = factor volumétrico del petróleo en el punto de burbujaPb = presión de burbuja

b. Reservorios con empuje de Agua

Areniscas.-

6.8

Carbonatos.-



6.9

6.10 CÁLCULO DE RESERVAS PROBADAS

Se puede aplicar como primera alternativa el método volumétrico. Este cálculo proporcionará el volumen in situ probado y al multiplicarlo por el valor del factor de recuperación se obtendrá la reserva probada.

El problema básico es tener bien definida el área probada. Tratando de establecer normas y criterios, diversos autores han emitido sus respectivas opiniones. Una de estas opiniones se va a utilizar para ilustrar el concepto de reserva probada. Supóngase por ejemplo que se tienen tres pozos P1,P2 y P3 tal como se indica en la figura adjunta, que han dado pruebas positivas de producción comercial. Para definir el area probada se pueden representar las areas de drenaje con círculos y trazar las tangentes. La figura resultante es un polígono mixto y su superficie puede calcularse geométricamente o utilizando un planímetro.

Fig. 3.4. Area probada definida por

tres pozos productores

Ejemplo 6.3

Se tienen tres pozos productores (ver Fig 6.4) que atraviesan una arena de 25 pies de espesor. La arena tiene una porosidad efectiva de 0.12 y contiene petróleo negro cuyo factor volumétrico es 1.21 Bl/Bls. El gas disuelto tiene una solubilidad de 550 pcs/Bls. El yacimiento se encuentra sobre su punto de burbuja y no existe gas libre. Se estima un factor de recuperación de 23%. Saturación de agua conata=28%. Los radios de drenaje son: para P1 = 600 m, para P2 500 m y para P3 700 m. Las distancias entre pozos són: P1-P2 = 3000 m, P2-P3 = 3500 m y P1-P3 = 4000 m. Calcular: a) la reserva probada de petróleo y b) la reserva probada de gas (disuelto).Solución:

Al aplicar el método volumétrico, el primer paso es determinar el volumen de roca pero previamente, el valor del area probada. Utilizando procedimientos geométricos, esta área es:


Fig. 6.4 Area probada definida por tres pozos productores


A = 11.8 MMm2 = 127 MMp2

por lo tanto:N = (127x106)(25)(0.12)(1-0.28)/(1.21)N = 226.7 MMp3 = 40.4 MMblsentonces la reserva recuperable (probada) es:Reserva petróleo = (0,23)(40,4) = 9.29 MMbls.Reserva de gas = (550)(9,29) = 5,11 MMMpcs.


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