Manual de estudios integrados de yacimientos

7/23/2019 Manual de estudios integrados de yacimientos

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PDVSA N° TÍTULO

REV. FECHA DESCRIPCIÓN PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHA APROB.FECHA

VOLUMEN 1

PDVSA, 2005

EIY–01–01–00 GLOSARIO

Emisión Original

José Jiménez Luis TovarSEP.09 SEP.09

CAPÍTULO 1 DOCUMENTOS GENERALES

SEP.09 R.CH.0 55 J.J. L.T.

MANUAL DE ESTUDIOS INTEGRADOS DE YACIMIENTOS

ESPECIALISTAS

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ESTUDIOS INTEGRADOS DE YACIMIENTOS

GLOSARIO SEP.090

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Índice1 OBJETIVO 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 ALCANCE 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 DEFINICIONES 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.1 Acuífero 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.2 Acuífero Activo 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.3 Acuífero Finito 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.4 Acuífero Infinito 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.5 Ambiente Sedimentario 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.6 Análisis Multivariado 9. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.7 Análisis PVT 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.8 Análisis PVT Compuesto 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.9 Área 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.10 Área Corporativa Específica (ACE) 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.11 Área Geológica – Geográfica 10. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.12 Asfaltenos 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.13 Avance frontal 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.14 Balance de Materiales 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.15 Base Erosiva 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.16 Bioestratigrafía 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.17 Bitumen o Arena Bituminosa 11. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.18 Buzamiento 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.19 Calor 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.20 Calor Específico 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.21 Calor Específico del Agua (Cew) y del Vapor (Cev) 12. . . . . . . . . . . . . . . . . .3.22 Calor Latente de Vaporización del Agua 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.23 Calidad del Vapor 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.24 Campos de Hidrocarburos 12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.25 Capa Estratigráfica 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.26 Capacidad Calorífica de Rocas Saturadas 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.27 Calor Sensible del Agua Saturada (hw) 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.28 Capilaridad 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.29 Casquete de Gas 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.30 Cemento 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.31 Compactación 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.32 Compatibilidad de Fluidos 13. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.33 Completación o Terminación de Pozos 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.34 Comportamiento de Afluencia del Yacimiento, IPR 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.35 Compresibilidad 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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3.36 Condensación Retrógrada 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.37 Conductividad Térmica 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.38 Coordenada UTM 14. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.39 Coque 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.40 Core Gamma 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.41 Correlaciones PVT 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.42 Covarianza 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.43 Cron 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.44 Cronoestratigrafía 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.45 Crudo Condensado de Gas 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.46 Crudos Extrapesados 15. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.47 Crudos Livianos 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.48 Crudos Medianos 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.49 Crudos Pesados 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.50 Cuenca Geológica 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.51 Curva de Demanda 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.52 Curvas de Permeabilidad Relativa 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.53 Curvas de Presión Capilar 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.54 Curva de Proporción Vertical 16. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.55 Datos Bioestratigráficos 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.56 Datos Petrográficos 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.57 Datum 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.58 Densidad Aparente del Gas en el Líquido 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.59 Densidad del Petróleo 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.60 Desplazamiento en Línea 17. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.61 Desplazamiento por Expansión de Capa de Gas 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.62 Desplazamiento por Gas en Solución 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.63 Desplazamiento Hidráulico 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.64 Desplazamiento Miscible 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.65 Desviación Estándar 18. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.66 Diagénesis 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.67 Diagrama Temperatura –Entalpía para el Agua 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.68 Diferencial de Presión (Pws–Pwf) 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.69 Difracción de Rayos X (Xrd) 19. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.70 Discordancia Geológica 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.71 Distribución de Probabilidades 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.72 Distrito 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.73 Drenaje 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.74 Edad Geológica 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.75 Efecto de Klinkenberg 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.76 Efecto Pepita 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.77 Eficiencia de Flujo (EF) 20. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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3.78 Equipo Técnico Multidisciplinario (ETM) 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.79 Emulsión 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.80 Entalpía del Vapor Seco y Saturado 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.81 Entubado 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.82 Eon 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.83 Epoca Geológica 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.84 Era Geológica 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.85 Escalamiento 21. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.86 Escalamiento de Datos 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.87 Espacio Muestral 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.88 Estacionaridad 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.89 Estimación 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.90 Estrangulador (ck) 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.91 Estratigrafía 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.92 Estructuras Sedimentarias 22. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.93 Evento 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.94 Experimento Estadístico (S) 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.95 Exploración Petrolera 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.96 Facies Sedimentarias 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.97 Factor de Compresibilidad (Z) 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.98 Factor de Merma 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.99 Factor de Recobro Actual 23. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.100 Factor de Recobro Esperado o Total / Recobro Final 24. . . . . . . . . . . . . . . . .3.101 Factor Volumétrico del Agua en el Yacimiento 24. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.102 Factor Volumétrico del Gas en el Yacimiento (Bg) 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.103 Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.104 Factor Volumétrico Total 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.105 Fallas 25. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.106 Fases de Explotación 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.107 Fase Mojante 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.108 Fase No Mojante 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.109 FEL (Definición de Proyectos, siglas en inglés de Front–End–Loading) 263.110 Fluido 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.111 Flujo Fraccional 26. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.112 Flujo Laminar 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.113 Flujo Multifásico en tuberías verticales (VFP) 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.114 Flujo Continuo 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.115 Flujo Semicontinuo 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.116 Formación Geológica 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.117 Fracturas 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.118 Formato Rescue 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.119 Fósiles 27. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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3.120 Función Y 28. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.121 Geoestadística 28. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.122 Geomodelador 28. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.123 Geoquímica 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.124 Grado de Sobrecalentamiento (Svc) 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.125 Gráfico de Box 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.126 Gráfico Cruzado 29. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.127 Gráfico de Dispersión 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.128 Gráfico de Frecuencia Acumulativa 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.129 Gravedad API 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.130 Gravedad Específica del Gas 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.131 Histéresis 30. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.132 Histograma 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.133 Humectabilidad 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.134 Hundimiento o Subsidencia 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.135 Icnofósiles 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.136 Imbibición 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.137 Incertidumbre 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.138 Índice de Inyectividad 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.139 Índice de Productividad (J) 31. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.140 Impregnación 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.141 Intervalo de Completación 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.142 Latitud Geográfica 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.143 Lente Estratigráfico 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.144 Ley de Darcy 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.145 Liberación de Gas en Solución 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.146 Litoestratigrafía 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.147 Llanura de Inundación 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.148 Longitud Geográfica 32. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.149 Lutita 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.150 Macroscópicamente 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.151 Malla Fina 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.152 Malla Gruesa 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.153 Mantenimiento de Presión 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.154 Mapa del Variograma 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.155 Mapa Estructural 33. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.156 Matriz 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.157 Matriz de Proporción Vertical 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.158 Mecanismos de Expulsión 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.159 Media 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.160 Mediana 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.161 Mediciones Experimentales de Mojabilidad 34. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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3.162 Mediciones Experimentales de Permeabilidad Relativas 34. . . . . . . . . . . . .

3.163 Mediciones Experimentales de Presión Capilar 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.164 Meseta 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.165 Método Dinámico o Estado No estable 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.166 Método Estado Estable 35. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.167 Microscopia Electrónica de Barrido (SEM) 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.168 Miembro de Formación 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.169 Miscibilidad 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.170 Moda 36. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.171 Modelaje Integral del Activo para el Soberano (MIAS) 36. . . . . . . . . . . . . . . .3.172 Modelo con Función Potencia 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.173 Modelo de Interacción Entre Rocas–Fluidos 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.174 Modelo Esférico 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.175 Modelo Exponencial 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.176 Modelo Gaussiano 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.177 Modelo de Datos 37. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.178 Modelo Dinámico de Yacimientos 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.179 Modelo Estático 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.180 Modelo Geoestadístico (Simulación Estocástica) 38. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.181 Modelo Petrofísico 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.182 Mojabilidad o Humectabilidad 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.183 Muestra 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.184 Muestra de Canal 39. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.185 Muestra de Pared 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.186 Núcleo 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.187 Número de Reynolds 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.188 Parámetros Críticos del Proyecto 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.189 Parcelas 40. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.190 Patrón de Inyección 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.191 Perfiles o Registros 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.192 Período Geológico 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.193 Permeabilidad 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.194 Permeabilidad Absoluta 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.195 Permeabilidad Efectiva (ko,G) 41. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.196 Permeabilidad Relativa (KR) 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.197 Peso Molecular 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.198 Petrofacies 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.199 Petrofísica 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.200 Petróleo Activo 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.201 Petróleo Subsaturado 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.202 Petróleo 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.203 Población 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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3.204 POES 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.205 Porosidad 42. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.206 Porosidad Visual 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.207 Pozo Direccional 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.208 Pozo Horizontal 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.209 Pozo Multilateral 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.210 Pozo Vertical 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.211 Presión de Burbujeo 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.212 Presión Capilar (PC) 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.213 Presión de Fondo Estática (Pws) 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.214 Presión de Fondo Fluyente (Pwf) 43. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.215 Presión de Saturación (Psat) 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.216 Presión de Rocío 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.217 Presiones Anormales Iniciales 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.218 Presión Mínima de Miscibilidad 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.219 Probabilidad 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.220 Proceso de Drenaje 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.221 Proceso de Imbibición 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.222 Propiedades Ponderadas 44. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.223 Pruebas de Desplazamiento 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.224 Prueba Piloto 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.225 Punto Crítico 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.226 Punto de Ebullición Promedio Molar 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.227 Puntos Extremos 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.228 Radio de Garganta de Poros 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.229 Rango 45. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.230 Reacondicionamiento 46. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.231 Realizaciones 46. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.232 Recombinación de Fluidos 46. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.233 Recuperación Mejorada 46. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.234 Recuperación Primaria 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.235 Recuperación Secundaria 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.236 Recuperación Terciaria 47. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.237 Reentrada 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.238 Relación Gas en Solución – Petróleo (Rs) 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.239 Relación Gas Libre–Petróleo 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.240 Reservas Posibles de Hidrocarburos 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.241 Reservas Probadas 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.242 Reservas Probables de Hidrocarburos 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.243 Reservas Remanentes 48. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.244 Restauración de Presión 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.245 Riesgo 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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3.246 Ripio 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.247 Roca 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.248 Roca–Madre 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.249 Saturación de Fluidos 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.250 Saturación Residual Petróleo 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.251 Sección Fina (SF) 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.252 Secuencia Sedimentaria 49. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.253 Segregación del Gas 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.254 Segregación Gravitacional 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.255 Semivariograma Experimental 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.256 Separación Diferencial 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.257 Separación Instantánea 50. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.258 Simulación de Líneas de Corrientes 51. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.259 Simulación Estocástica 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.260 Sistema Rocas–Fluidos 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.261 Sobrecarga 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.262 Subsuelo 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.263 Técnica de Objetos 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.264 Técnica de Pixeles 52. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.265 Temperatura de Saturación del Agua (Ts) 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.266 Tensión Superficial de los Líquidos 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.267 Textura 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.268 Tortuosidad 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.269 Trampa Geológica 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.270 Unidad de Explotación 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.271 Unidades de Flujo 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.272 Unidad de Negocio 53. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.273 Unidad Sedimentaria 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.274 Universo 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.275 Vaciamiento 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.276 Vapor Húmedo 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.277 Variable Aleatoria 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.278 Varianza 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.279 Variograma 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.280 Viscosidad 54. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.281 Viscosidad del Petróleo (uo) 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.282 Viscosidad del Gas (ug) 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.283 Yacimiento 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.284 Zona Surpevisoria 55. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .








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1 OBJETIVO

Establecer las definiciones asociadas al Manual de Estudios Integrados de Yacimientos.

2 ALCANCE Aplica a todos los documentos pertenecientes al Manual de Estudios Integradosde Yacimientos.

3 DEFINICIONES

3.1 Acuífero

Es un volumen de agua contenido en una capa del subsuelo, conexo o no a unaacumulación de hidrocarburos, donde la presión de esta zona regula el flujo deagua. En algunos yacimientos, el acuífero constituye la fuente de energía principalo mecanismo de producción primario para extraer las reservas de hidrocarburosdel subsuelo.

3.2 Acuífero Activo Acuífero que rinde grandes volúmenes de agua, bien por su tamaño o porque serellena.

3.3 Acuífero Finito Acuífero de tamaño limitado re /rw < 10 con relación al yacimiento.

3.4 Acuífero Infinito Acuífero de gran tamaño, re /rw > 10 con relación al yacimiento.

3.5 Ambiente SedimentarioEs el lugar de la superficie terrestre donde ocurren procesos que permiten eldepósito de sedimentos, que pueden individualizarse en zonas limítrofes por suscaracterísticas físicas, químicas y biológicas que van también a determinar las

propiedades del sedimento.Tradicionalmente se han reconocido tres sitios primarios para el depósito global desedimentos: (1) Continental, (2) Marino–marginal, y (3) Marino. Cada uno de éstosse encuentra dividido en diferentes sistemas de depósitos, así como en una seriede ambientes y sub–ambientes asociados.

3.6 Análisis MultivariadoEs un método estadístico utilizado para determinar la contribución de variosfactores en un simple evento o resultado.








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3.7 Análisis PVT

Es un método que consiste en tomar una muestra de fluidos del yacimiento con elfin de determinar las características termodinámicas, el tipo de fluidos y lacomposición del mismo, haciendo variaciones con los parámetros de presión,volumen y temperatura. Los estudios PVT se realizan para simular, en ellaboratorio, el comportamiento de los fluidos del yacimiento durante las etapas deexplotación del mismo. La mayoría de las pruebas son experimentos deagotamiento, donde la presión de una fase homogénea es disminuida en etapassucesivas, removiendo parte del volumen de fluido del recipiente que lo contiene.La reducción de presión ocasiona la formación de una segunda fase, excepto enmezclas de gas seco o húmedo. Un aspecto importante de las pruebas PVT es ladeterminación de la composición del fluido a analizar. Dicha composición se realizapara ambas fases: líquido y gas, a través de la técnica de cromatografía o, enalgunos casos, se determina la composición del gas por cromatografía y la dellíquido por análisis de parafinas–nafténicos–aromáticos (PNA) y destilaciónsimulada.

3.8 Análisis PVT CompuestoEnsayo “mixto” preparado con datos de liberación instantánea y diferencial.

3.9 Área

División geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones deexploración y producción.

3.10 Área Corporativa Específica (ACE)División, Distrito Operacional, Organización responsable de las actividades deexplotación del yacimiento donde se materializará la prueba piloto que se deseadiseñar.

3.11 Área Geológica – GeográficaEs una superficie delineada convencionalmente de manera que cubre una

provincia geográfica definida por sus características geológicas de estructura,litología, tipos de acumulaciones petrolíferas, etc. Puede ser separada de susadyacentes de una manera individual y su extensión territorial es determinadaconvencionalmente pero debe ser mapeable en escalas convencionales.








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3.12 Asfaltenos

Son materiales orgánicos que consisten de compuestos en forma de anillo,aromáticos y nafténicos, que contienen moléculas de nitrógeno, azufre y oxígeno.La fracción asfalténica del crudo es definida como la parte orgánica del petróleoque no es soluble en solventes de cadena lineal tales como el pentano o el heptano.Los asfaltenos existen en el petróleo como una suspensión coloidal estabilizadapor moléculas de resinas (sistemas de anillos aromáticos). La estabilidad de lasdispersiones asfálticas dependen de la tasa de moléculas de resina / asfáltenos.La determinación de la cantidad de resinas es importante para estimar el potencialdaño generado por los asfáltenos. Los asfaltenos se precipitan como un resultadode la caída en la presión, flujos turbulentos, ácidos, dióxido de carbono (CO2) ensolución, condensado inyectado, mezclas de crudos incompatibles o otrascondiciones o materiales que rompan la estabilidad de la dispersión asfalténica.Por ejemplo, en acidificaciones matriciales, los iones de hierro en soluciónfavorecen la deposición de asfaltenos.

3.13 Avance frontal Teoría de desarrollo y movimiento de frentes por la fase desplazante.

3.14 Balance de Materiales Análisis que satisface el principio de conservación de la masa y consiste en un

balance entre el volumen de los fluidos contenidos inicialmente en un yacimiento,los volúmenes de fluidos producidos y los volúmenes de fluidos que entran en elyacimiento, ya sea por el aporte de un acuífero o por inyección de fluidos enprocesos de recuperación adicional.

3.15 Base ErosivaEste concepto se refiere a la identificación de superficies erosivas durante ladescripción de los núcleos. Estos contactos suelen ubicarse por cambiosgranulométricos fuertes, paleosuelos, entre otras.

3.16 BioestratigrafíaEs la parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos enunidades basadas en la presencia de fósiles e icnofósiles.

3.17 Bitumen o Arena BituminosaHidrocarburo en fase sólida o semi sólida. Usualmente contiene sulfuros, metalesy otras sustancias que no son hidrocarburos. Tiene viscosidad mayor o igual a10000 mili pascales por segundo (centiposes) medida a la temperatura original delyacimiento presión atmosférica y libre de gas (crudo muerto).








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3.18 Buzamiento

Es el ángulo de inclinación que presentan las capas geológicas con respecto a unplano horizontal, y debe ir acompañado por el sentido hacia donde baja el plano.Representa el sentido u orientación de la inclinación de los estratos en un relievede plegamiento formado en rocas sedimentarias, que son las que se disponen enforma de capas o estratos.

3.19 Calor Es una forma de energía en tránsito. Es la energía que se transfiere como resultadode una diferencia o gradiente de temperatura. Si hay una diferencia de temperaturael calor siempre viajará del lugar más caliente al más frío.

3.20 Calor EspecíficoSe refiere a la cantidad de calor que se requiere suministrar a una sustancia paraaumentar la temperatura de la Unidad de Masa de la Sustancia en un grado,específicamente, desde 60°F hasta 61°F.

3.21 Calor Específico del Agua (Cew) y del Vapor (Cev)Se define como la capacidad que tiene una sustancia de absorber o de ceder calory se mide como la cantidad de BTU que se requiere suministrar para aumentar odisminuir la temperatura de una libra de la sustancia en 1 grado Farenheintz.

3.22 Calor Latente de Vaporización del AguaEs la cantidad de calor que debe suministrársele a una libra de sustancia liquidapara pasar del estado líquido al estado de vapor a la temperatura de saturación,a presión constante. Depende de la presión y es inversamente proporcional a ésta.

3.23 Calidad del Vapor Se define como la fracción del peso total que corresponde al vapor seco en unamezcla de vapor y agua.

3.24 Campos de HidrocarburosEs un área (proyectada en la superficie), que contiene un yacimiento o varios

yacimientos agrupados o relacionados entre sí, con la misma estructura geológicao condición estratigráfica. Pueden haber dos o más yacimientos en un campo queestén separados verticalmente, mediante una roca impermeable, o lateralmentepor barreras geológicas locales, o ambos. Generalmente, los campos sondefinidos o delimitados por las autoridades oficiales. La definición de campo seutiliza para agrupar los pozos y yacimientos para fines operacionales y deorganización, y facilitan la elaboración de informes o reportes para el control yanálisis de los datos oficiales de producción y de reservas de hidrocarburos de losyacimientos.








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3.25 Capa Estratigráfica

Unidad formal, menor en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas.

3.26 Capacidad Calorífica de Rocas SaturadasEs una propiedad térmica de alto interés para el diseño de Proyectos Térmicos. Desu valor depende cuanto Calor se debe suministrar al yacimiento para aumentarla temperatura de la roca y fluidos que lo integran, buscando con ello el máximorendimiento técnico y económico por BTU requerido.

3.27 Calor Sensible del Agua Saturada (hw)Es la cantidad de calor que requiere una sustancia líquida a presión constante, paraelevar su temperatura desde la temperatura de congelación hasta la temperaturade ebullición (de saturación o de vaporización).

3.28 Capilaridad Fenómeno de interfase que se presenta más obviamente en conductos de ínfimodiámetro.

3.29 Casquete de GasCapa de gas.

3.30 CementoMaterial que mantiene unido a los granos de las rocas.

3.31 CompactaciónEs el fenómeno de reducción del espesor de una formación productora oyacimiento, donde se afectan la porosidad y la permeabilidad de las rocassedimentarias, ocasionado por el peso de los estratos suprayacentes (presión desobrecarga) o por la declinación de la presión interna del yacimiento, comoconsecuencia de la extracción de fluidos, o ambos.

3.32 Compatibilidad de FluidosEstudiar la compatibilidad entre fluidos del yacimiento y el fluido a inyectar esimportante ya que de esto depende la posibilidad de reducir la porosidad y por endela permeabilidad del yacimiento por precipitación de asfaltenos, producción deescamas, etc. El caso de precipitación de asfaltenos, puede suceder bien sea porcaída de presión en el yacimiento o por incompatibilidad entre el crudo de laformación y el gas de inyección. En ambos casos se realizan pruebas dedesplazamiento bien sea comenzando por la presión original o actual del








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yacimiento, depende del caso y realizar el desplazamiento a diferentes presiones

hasta conseguir la mínima presión en la cual la precipitación de asfaltenos nocausa una disminución considerable en el factor de recobro. En el caso decompatibilidad entre fluidos, se evalúan distintos gases y se determina tanto lacaída de presión como el recobro con cada uno de los gases estudiados.

3.33 Completación o Terminación de PozosEs el proceso mediante el cual se asigna la clasificación final de un pozo,básicamente: pozo seco, productor, o inyector. Un pozo seco se completataponado y abandonado. Un pozo clasificado como productor es completado consartas de tubería, equipos y accesorios que se introducen en el pozo al concluir elproceso de perforación, que permite transportar los fluidos desde el yacimiento

hasta la superficie; mientras que un pozo inyector se completa con equipos yaccesorios para introducir fluidos dentro del yacimiento desde la superficie. El pozoproductor como el inyector también requieren de facilidades de superficie paraproducción o inyección de fluidos, según sea el caso.

3.34 Comportamiento de Afluencia del Yacimiento, IPRLa curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y lastasas de producción que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una dedichas presiones.

3.35 Compresibilidad Cambio de volumen por unidad de cambio de presión relativo a un volumen dereferencia.

3.36 Condensación RetrógradaComportamiento peculiar del incremento de la condensación de líquido a partir deun gas, cuando la presión desciende.

3.37 Conductividad TérmicaSe refiere a la facilidad con la cual una sustancia permite el flujo de Calor a través

ella.

3.38 Coordenada UTM El sistema de coordenadas utilizado en la proyección UTM, recibe el nombre decoordenadas UTM, y siempre vienen expresadas en metros. La proyección UTMconsta de un conjunto de coordenadas planas, que cubren la superficie de la tierracomprendida entre los 80º de latitud sur y los 84º de latitud norte. Esta superficiese divide en 60 porciones denominadas husos, van numerados del 1 al 60. Seexpresa en coordenadas Norte y Este.








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3.39 Coque

Es un depósito orgánico insoluble con bajo contenido de hidrógeno. El coque,conocido también como pirobitumen, es formado por el craqueo térmico y ladestilación durante la combustión en sitio.

3.40 Core GammaEl core gamma es un registro obtenido en el laboratorio donde se hace pasar elnúcleo a través de un detector de rayos gamma. El registro puede ser de rayosgamma totales en API, o puede ser de respuesta espectral, donde se obtendríanlos valores de las concentraciones de torio, uranio y potasio. El principal propósitodel core gamma es correlacionar en profundidad cada sección de núcleo con laprofundidad del registro del pozo.

3.41 Correlaciones PVT Modelos matemáticos obtenidos mediante regresiones estadísticas a partir dedatos de pruebas PVT de fluidos de yacimientos, que permiten estimar suspropiedades termodinámicas, a partir de mediciones sencillas de algunosparámetros, tales como gravedad API del petróleo, relación gas–petróleo inicial,temperatura y presión del yacimiento.

3.42 CovarianzaEs una medida de la semejanza entre dos variables diferentes. Es utilizada

frecuentemente ligada al concepto de correlación para establecer una relaciónentre 2 variables.

3.43 CronIntervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráficacronozona.

3.44 CronoestratigrafíaEs la parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos enunidades basadas en sus relaciones de edad.

3.45 Crudo Condensado de GasPorción líquida del gas natural de tal composición que se encuentra en la fasegaseosa a la temperatura y presión de los yacimientos, pero que, cuando esproducida, se condensa en fase líquida a la presión y temperatura de superficie.Crudos con gravedad API muy alta (mayor que 40).

3.46 Crudos ExtrapesadosCrudos con gravedad API muy baja (menor o igual que 9,9).








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3.47 Crudos Livianos

Crudos con gravedad API alta (entre 30 y 39,9). 3.48 Crudos Medianos

Crudos con gravedad API intermedia (22–29,9).

3.49 Crudos PesadosCrudos con gravedad API baja (entre 10 y 21,9).

3.50 Cuenca GeológicaSe vincula al concepto de cuenca sedimentaria por ser el más general,entendiéndose por Cuenca Sedimentaria una gran depresión estructural que en el

transcurso del tiempo geológico aloja una continua deposición de sedimentos,cuando en sus partículas se encuentra petróleo es una cuenca petrolífera.

3.51 Curva de DemandaLa representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en funcióndel caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidosde la instalación (curva de demanda).

3.52 Curvas de Permeabilidad RelativaEs la representación gráfica de la variación de la permeabilidad relativa de unadeterminada fase, con respecto a la saturación de la misma. La permeabilidadrelativa es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absolutade un medio poroso.La permeabilidad efectiva de un fluido, con respecto a los demás fluidos presentesen un yacimiento, es la habilidad o preferencia que presenta el medio poroso paraconducir un determinado fluido, en presencia de otros.

3.53 Curvas de Presión Capilar Es una curva de equilibrio que se obtiene mediante una sucesión dedesplazamientos espontáneos y forzados. Para obtener una curva de presióncapilar (Pc) se requieren pequeños incrementos de presión (o tasas de flujo).

Conocer la relación Pc (Sw) permite accesar la saturación de agua nativa para loscálculos de la cantidad de petróleo en sitio, determinar la altura de la zona detransición entre los procesos y modelar el desplazamiento de petróleo.

3.54 Curva de Proporción Vertical Es un recurso utilizado en el análisis de variables categóricas o discretas pararepresentar las proporciones de cada categoría y su variación por capas en sentidovertical. Es común utilizarla para representar las proporciones de facies en funciónde la profundidad.








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3.55 Datos Bioestratigráficos

Corresponden a la información de icnofósiles o bioturbaciones o asociaciones deestas existentes en el núcleo, así como el grado de intensidad, que permitandeterminar condiciones ambientales que soporten el modelo sedimentológico yestratigráfico del yacimiento.

3.56 Datos Petrográficos

Son datos que caracterizan a las formaciones geológicas, obtenidos de los análisisde núcleos, tales como: secciones finas, microscopía electrónica de barrido, entreotras. Los datos petrográficos más importantes son: Porosidad, tipo de roca (deacuerdo a las clasificaciones mas conocidas), litología, fabrica, rango del tamañodel grano, grado de compactación, escogimiento, tipo de matriz, tipo de cemento,tipos de porosidad, entre otras.

3.57 Datum

Es un conjunto de parámetros que definen un sistema de coordenadas y unconjunto de puntos de control cuyas relaciones geométricas son conocidas através de medidas y cálculos. Los datums generalmente reflejan los planoscartesianos “X”, “Y” y “Z”, para establecer las superficies críticas desde dondemedir y controlar la altura, anchura y grosor de un cuerpo. Aunque realmente losdatums pueden estar en cualquier posición dependiendo de la geometría de losobjetos (y no ser necesariamente etiqutados con X, Y, y Z).

3.58 Densidad Aparente del Gas en el Líquido

Densidad “aparente” que tiene un gas en solución en un líquido.

3.59 Densidad del Petróleo

Propiedad que expresa el peso por unidad de volumen de petróleo, la cual varíasegún el tipo de petróleo. Lo recomendable es determinarla en forma experimental.

Ante la no–disponibilidad de dato experimental, se recomienda utilizar lacorrelación desarrollada por el Dr. Farouq Alí.

3.60 Desplazamiento en Línea

También es conocido como desplazamiento en línea directa. Es el proceso dedesplazamiento de petróleo, mediante la inyección de un fluido en un yacimiento,en el cual los pozos inyectores forman un arreglo en línea recta, paralelos a lospozos productores. En un patrón de desplazamiento en línea, el fluido inyectado,que es normalmente agua, vapor o gas, crea un movimiento frontal casi lineal.








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3.61 Desplazamiento por Expansión de Capa de Gas

Es un mecanismo de producción primario de ciertos yacimientos, mediante el cuallos hidrocarburos son desplazados hacia los pozos productores, aprovechando laenergía natural del yacimiento, proporcionada por la expansión de una capa de gaslibre conexa a la zona de petróleo.

3.62 Desplazamiento por Gas en SoluciónEs un mecanismo de producción primario existente en ciertos yacimientos,mediante el cual los hidrocarburos son desplazados hacia los pozos productores,aprovechando la energía natural del yacimiento, proporcionada por el arrastre queocasiona la liberación del gas disuelto en el petróleo.

3.63 Desplazamiento HidráulicoEs un mecanismo de producción primario de ciertos yacimientos, mediante el cuallos hidrocarburos son desplazados, hacia los pozos productores, por el aguaaportada por un acuífero conexo a la zona de petróleo o gas, o ambos,aprovechando la energía natural o presión proporcionada por el acuífero.

3.64 Desplazamiento MiscibleEs un término general para procesos de inyección que introducen gases misciblesal yacimiento. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión delyacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo porque reduce la tensióninterfacial entre el petróleo y el agua. Los desplazamientos miscibles son una delas ramas principales de los procesos de recuperación mejorada de petróleo. Losgases inyectados incluyen gas licuado de petróleo (LPG), tales como propano,metano a alta presión, metano enriquecido con hidrocarburos livianos, nitrógenoa alta presión, y dióxido de carbono bajo condiciones de yacimiento adecuadas detemperatura y presión. El fluido utilizado más comúnmente para losdesplazamientos miscibles es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidadal petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo.

3.65 Desviación Estándar Es una medida de dispersión que se computa por medio de la raíz cuadrada de lavarianza. Las unidades en las que viene expresada son las mismas del atributoen estudio. Es considerada como la medida de desviación alrededor de la media.








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3.66 Diagénesis

Es el proceso de formación de una roca a partir de sedimentos sueltos que sufrenun proceso de consolidación. La mayor parte de las veces la consolidación de lossedimentos se debe a la infiltración de las aguas que contienen materias disueltas.La diagénesis convierte así la arena en arenisca, a los lodos calcáreos en caliza,a las cenizas volcánicas en cinerita, entre otros. Las reacciones y otros fenómenosde oxidorreducción, deshidratación, recristalización, cementación, litificación,mineralización y sustitución de un mineral preexistente por otro constituyen en suconjunto la autogénesis y los minerales resultantes de ésta son calificados deautogénicos.

3.67 Diagrama Temperatura –Entalpía para el AguaEl estudio del comportamiento de los cambios de fase del agua, principalmente ensu estado de vapor, es de alto interés para los procesos de recuperación térmicade petróleo.

3.68 Diferencial de Presión (Pws–Pwf)

Es la caída de presión que ocurre en el yacimiento alrededor de un pozo, la cualse determina mediante la diferencia entre la presión existente en el límite exteriordel área de drenaje del pozo y la presión de fondo fluyente del mismo.

3.69 Difracción de Rayos X (Xrd)

La difracción de rayos X es una técnica consistente en hacer pasar un haz de rayosX a través de un cristal de la sustancia sujeta a estudio. El haz se escinde en variasdirecciones debido a la simetría de la agrupación de átomos y, por difracción, dalugar a un patrón de intensidades que puede interpretarse según la ubicación delos átomos en el cristal, aplicando la ley de Bragg.

Los rayos–X son una forma de radiación electromagnética de elevada energía ypequeña longitud de onda; del orden de los espacios interatómicos de los sólidos.

Cuando un haz de rayos X incide en un material sólido, parte de este haz sedispersa en todas direcciones a causa de los electrones asociados a los átomoso iones que encuentra en el trayecto, pero el resto del haz puede dar lugar alfenómeno de difracción de rayos X, que tiene lugar si existe una disposiciónordenada de átomos y si se cumplen las condiciones que vienen dadas por la Leyde Bragg que relaciona la longitud de onda de los rayos X y la distancia interatómicacon el ángulo de incidencia del haz difractado. Si no se cumple la ley de Bragg, lainterferencia es de naturaleza no constructiva y el campo del haz difractado es demuy baja intensidad.








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3.70 Discordancia Geológica

Falta de continuidad en la secuencia geológica normal, causada por unainterrupción en el proceso de sedimentación, sea por erosión o por deformaciónestructural.

3.71 Distribución de Probabilidades

La distribución de probabilidad de una variable aleatoria es una función que asignaa cada evento definido sobre la variable aleatoria una probabilidad. La distribuciónde probabilidad describe el rango de valores de la variable aleatoria así como laprobabilidad de que el valor de la variable aleatoria esté dentro de un subconjuntode dicho rango. Cuando la variable aleatoria toma valores en el conjunto de los

números reales, la distribución de probabilidad está completamente especificadapor la función de distribución, cuyo valor en cada real x es la probabilidad de quela variable aleatoria sea menor o igual que x.

3.72 Distrito

División geográfica de menor escala donde se realizan las operaciones deExploración y Producción.

3.73 Drenaje

Proceso cuando se incrementa la saturación de la fase no mojante.

3.74 Edad Geológica

Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica Piso.

3.75 Efecto de Klinkenberg

Deslizamiento o escurrimiento de gas que fluye sobre una superficie sólida.

3.76 Efecto Pepita

Indica la discontinuidad en el origen que es una combinación de errores demuestreo y de una variabilidad geológica a escalas menores. Se produce cuandoal tener una distancia h que tiende a cero, el semivariograma experimental notiende a cero y es un indicio de la irregularidad de una variable.

3.77 Eficiencia de Flujo (EF)

Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividadreal (J) y el ideal (J’).








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3.78 Equipo Técnico Multidisciplinario (ETM)

Grupo multidisciplinario organizado por el Líder del Proyecto, a quien reporta demanera funcional las actividades relacionadas con el diseño de la prueba piloto.Debe estar integrado por profesionales que dominen las siguientes pericias odisciplinas: Recuperación Mejorada, Ingeniería de Yacimientos, Simulación,Geología, Sedimentología, Petrofísica, Geoquímica, Geoestadística, Materiales,

Ambiente, SHA, Perforación, Instalaciones de Superficie, Producción,Planificación y Evaluación Financiera de Proyectos.

3.79 EmulsiónEs una dispersión de un líquido inmiscible en otro a través del uso de un químicoque reduce la tensión interfacial entre los dos líquidos para alcanzar la estabilidad.

3.80 Entalpía del Vapor Seco y SaturadoPor definición, es la suma del calor sensible y del calor latente de vaporización. Sucomportamiento depende de la presión.

3.81 EntubadoIntervalo con revestidor.

3.82 EonIntervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráficaEonotema.

3.83 Epoca GeológicaIntervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráficaSerie.

3.84 Era GeológicaIntervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráficaEratema.

3.85 EscalamientoConsiste en crear una relación entre el modelo geológico (fino) con el modelogrueso (simulación) con el propósito de disminuir el número de celdas del modeloy hacer factible la ejecución de la simulación numérica de yacimiento. Elprocedimiento general para el escalamiento comienza escalando el tamaño de lasceldas donde se debe reproducir la estructura del modelo fino para posteriormenteasignar a cada celda los valores de las propiedades geológicas y/o petrofísicasrequeridas para la simulación aplicando diversas técnicas de promedio oecuaciones de flujo (permeabilidad).








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3.86 Escalamiento de Datos

Es la transferencia de la información de los datos, simulados estocásticamente,desde una malla fina (facies, porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, entreotros), hacia una malla más gruesa o de simulación numérica de yacimientos; paraello existen diferentes métodos, los cuales dependen de la característica de lapropiedad a escalar y de los requisitos exigidos para la modelaje dinámico delyacimiento.

3.87 Espacio Muestral Se define como el conjunto de todos los valores posibles del experimento.

3.88 Estacionaridad Es una asunción implícita en un campo estadístico. La media y la varianza debenser independientes de la ubicación para lograr en un campo el “segundo orden deestacionaridad”. En otras palabras, la propiedad debe ser uniformemente variable(homogéneamente heterogénea) en un área, región o zona de interés. Para lograrla estacionaridad no debe haber una tendencia de la variable, debe existir lameseta (“sill”) en el variograma, las medias y las varianzas son iguales en distintosgrupos de la población.

3.89 EstimaciónLa estimación puede ser vista como el resultado de la interpretación geológica opetrofísica clásica o del uso de técnicas de estimación lineal o no, como porejemplo, regresión lineal, kriging, entre otros. Estas técnicas proporcionan un únicoresultado al problema inverso que se plantea al tratar de conocer la configuraciónde las variables, conociendo sólo algunos valores observados.

3.90 Estrangulador (ck)Son dispositivo mecánico que se utilizan en los pozos para provocar restriccionesde flujo con el objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de losyacimientos.

3.91 EstratigrafíaEs la rama de la geología que trata del estudio e interpretación de las rocassedimentarias estratificadas, y de la identificación, descripción, secuencia, tantovertical como horizontal; cartografía y correlación de las unidades estratificadas derocas.

3.92 Estructuras SedimentariasSon rasgos de las rocas sedimentarias que se observan frecuentemente en losplanos de estratificación, como consecuencia de la organización geométrica de los








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elementos que constituyen un sedimento. Se forman debido a los procesos de

sedimentación: estructuras primarias o bien debido a los procesos diagenéticos oposteriores: estructuras secundarias. Se observan principalmente en rocasclásticas aunque pueden presentarse en rocas carbonatadas.

3.93 EventoEs un conjunto de algunos de los posibles valores de un experimento. Se refierea cualquier acontecimiento, circunstancia, suceso o caso posible. Así, se diceeventualmente o ante todo evento en previsión de algo que, es conjetura oprevisiblemente, pudiera ocurrir en una circunstancia determinada y esgeneralmente un hecho imprevisto.

3.94 Experimento Estadístico ( )Es la operación de establecer ciertas condiciones que producen uno o másresultados posibles.

3.95 Exploración PetroleraEs el proceso inicial de la industria petrolera que tiene como objetivo primordial labúsqueda y reconocimiento de estructuras geológicas (trampas), en las cualespudieran haberse acumulado los hidrocarburos. La exploración se apoya enmétodos que aportan la geología, la geofísica y la geoquímica.

3.96 Facies SedimentariasEs un conjunto de rocas sedimentarias que se caracterizan por su textura, litología(como la forma, el tamaño, la disposición de sus granos y su composición deminerales), estructuras sedimentarias y fósiles. La definición de facies se empleatanto en sentido descriptivo, relacionado con las características físicas, químicasy biológicas (ejemplo: facies A3B: arenisca de grano grueso a medio bioturbada),así como interpretativo, asociado a la descripción propia de los ambientesdepositacionales (ejemplo: facies de canales distributarios)

3.97 Factor de Compresibilidad (Z)Factor adimensional utilizado en la corrección o desviación de las ecuaciones de

gases ideales para ajustarlas al comportamiento de gases reales (Z = 1), para gasperfecto o ideal).

3.98 Factor de MermaInverso del factor volumétrico del petróleo en la formación.

3.99 Factor de Recobro Actual Es la fracción del POES que representa las Reservas Producidas (Np), tal y comose muestra en el esquema de la Figura 1.








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Fig 1. ESQUEMA DEL FACTOR DE RECOBRO ACTUAL

Reserva Probada

POES

Reserva

POES

N R R F P =..

Producida (Np)

3.100 Factor de Recobro Esperado o Total / Recobro Final Es la fracción o porcentaje del volumen de hidrocarburos originalmente existenteen un yacimiento, que representa las reservas potencialmente recuperables omáximo volumen que se puede extraer de manera rentable.

Fig 2. ESQUEMA DEL FACTOR DE RECOBRO REAL

3.101 Factor Volumétrico del Agua en el YacimientoFactor de conversión que relaciona el volumen que ocupa el agua en el yacimiento,con respecto al volumen equivalente de agua que ocupa a las condiciones desuperficie. Se identifica con el símbolo Bw y , generalmente, se expresa en barrilesen el yacimiento (BY) por cada barril a condiciones normales de presión ytemperatura (BN).








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3.102 Factor Volumétrico del Gas en el Yacimiento (Bg)

Es un factor que relaciona el volumen que ocupa el gas libre en el yacimiento, concada unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales de presión ytemperatura. Se identifica con el símbolo Bg y, generalmente, se expresa enbarriles en el yacimiento (BY) por cada pie cúbico de gas a condiciones normalesde presión y temperatura (PCN).

3.103 Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)Es un factor que relaciona el volumen de petróleo saturado con gas, a la presióny temperatura del yacimiento, con cada unidad volumétrica de petróleo acondiciones normales de presión y temperatura. La variación volumétrica ocurre

porque el petróleo y el gas disuelto en este se encuentran en una sola fase en elyacimiento; mientras que en la superficie se separan en dos fases. Se identifica conel símbolo Bo y, generalmente, se expresa en barriles en el yacimiento (BY) porcada barril a condiciones normales (BN).

3.104 Factor Volumétrico Total También conocido como factor volumétrico bifásico. Es un factor que relaciona unbarril fiscal de petróleo con su volumen inicial de gas disuelto, a una determinadapresión y temperatura; es decir, incluye el volumen líquido, Bo, mas el volumen dela diferencia entre la relación gas–petróleo inicial, Rsi, y la relación gas–petróleo

a la presión especificada, Rs. Por encima de la presión de burbujeo, se cumple queRsi = Rs, por tanto, el factor bifásico (Bt) es igual al factor monofásico del petróleo(Bo).

3.105 FallasSuperficie o zona de roca a lo largo de la cual un cuerpo rocoso ha sufrido undesplazamiento, con respecto a otro. Los tipos de fallas son los siguientes:

3.105.1 Falla Inversa

Es una falla de buzamiento en la cual un bloque rocoso se desplaza hacia arribarespecto al bloque adyacente. El ángulo de éstas fallas es menor de 45º. El rasgo

característico de dichas fallas es la compresión horizontal, lo que predomina sobreel desplazamiento vertical. Se pueden identificar así: Falla de Corrimiento , RampaLateral y Rampa Frontal.

3.105.2 Falla Normal

Es una falla de buzamiento, en la cual el bloque rocoso se desplaza hacia abajorespecto al bloque adyacente. El ángulo en este tipo de fallas es entre 45–90º. Hayvarios tipos de falla normal: Falla normal invertida, Falla Gravitacional y FallaGravitacional Invertida.








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3.105.3 Falla Transcurrente

Es una falla de rumbo a gran escala, en la cual la superficie de la falla essuavemente inclinada. De acuerdo a el movimiento, sí es hacia la derecha o haciala izquierda, se tienen dos tipos de fallas transcurrentes: Falla TranscurrenteDextral (hacia la derecha) y Falla Transcurrente Sinestral (hacia la izquierda).

3.105.4 Falla Transformante

Falla de rumbo, característica en cordilleras mid–oceánicas, las cuales sondesplazadas a lo largo del componente horizontal de dichas fallas.

3.106 Fases de Explotación

Definen el estado de la explotación de las reservas probadas del yacimiento.

3.107 Fase MojanteEs la que preferencialmente humecta al sólido.

3.108 Fase No MojanteTiene poca o ninguna afinidad con el sólido.

3.109 FEL (Definición de Proyectos, siglas en inglés deFront–End–Loading)

Es la definición de un proyecto, bajo las Guías de Gerencias de Proyectos deInversión de Capital, que abarca las etapas de Visualizar (Generación deescenarios y factibilidad técnico–económica del alineado con las estrategias denegocio), Conceptualizar (Selección del escenario óptimo y optimizar) y Definir(finalizar alcance del proyecto, costo y cronograma).

3.110 FluidoEs una sustancia o medio continuo que debido a su poca cohesión intermolecuarcarece de forma propia y adopta la forma del recipiente que lo contiene. Los fluidos

presentes en los yacimientos están generalmente constituidos por agua, petróleoy Gas.

3.111 Flujo Fraccional Es el flujo simultáneo de varias fases de fluidos en la zona de transición delyacimiento. La fracción o porcentaje de agua o gas depende de las saturacionesde petróleo, agua o gas en el lugar de la completación de los pozos. Esta fracciónse puede expresar en función de volúmenes a condiciones de superficie (corte deagua o relación gas petróleo) o a condiciones del yacimiento.








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3.112 Flujo Laminar

Es el flujo que se mantiene estacionario y se comporta como si estuviera formadopor làminas delgadas, que interactúan solo en base a esfuerzos tangenciales ypresentan valores de número de Reynolds menores o iguales a 2000.

3.113 Flujo Multifásico en tuberías verticales (VFP)

El comportamiento del flujo multifásico en tuberías se considera a través decorrelaciones de flujo multifásico tanto horizontales como verticales que permitenestimar las perdidas de energía a lo largo de la tubería que transporta el caudal deproducción.

3.114 Flujo ContinuoEs un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenajeno cambia con tiempo, (dP/dt = 0).

3.115 Flujo Semicontinuo

Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenajecambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte).

3.116 Formación Geológica

Unidad formal fundamental de la clasificación litoestratigráfica; es un conjunto deestratos de rango intermedio en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas.

3.117 Fracturas

Canales de flujo en la roca rota.

3.118 Formato Rescue

Es el tipo de archivo más común donde se exportan las características 3D delyacimiento, es decir, la configuración de la malla y las propiedades geológicas y/o

petrofísicas de interés desde el programa geomodelador para ser importado en elprograma de simulación numérica de yacimiento.

3.119 Fósiles

Son restos de organismos que vivieron en determinado tiempo y ambiente, loscuales han quedado preservados en las rocas sedimentarias. El tamaño de losfósiles es muy variable. Las condiciones de fosilización son muy variables, por locual se encuentran partes duras y partes blandas de los organismos, así como sushuellas.








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Restos mineralizados de un organismo de épocas geológicas pasadas o bien

muestras de sus actividades (excavaciones, pistas, entre otros), que seencuentran en la corteza terrestre. Su estudio ha aportado pruebas consistentesa la teoría de la evolución. Las condiciones que se han de dar para que el cuerpode un organismo o las marcas de su actividad queden fosilizadas son muyconcretas e inusuales. Hace falta que el organismo sea cubierto rápidamente porsedimentos y con el mínimo de transporte posible, para evitar su erosión. De estemodo al no estar en contacto con la atmósfera los restos orgánicos no se oxidany quedan petrificados.

3.120 Función Y

Correlación experimental lineal para verificar validez de la Prueba de LiberaciónInstantánea de un análisis PVT.

3.121 Geoestadística

Matheron (1970): La geoestadística es la aplicación de la teoría de las variablesregionalizadas a la estimación de los depósitos mineros.

Journel y Huijbregts (1978): La geoestadística es la aplicación de la teoría defunciones aleatorias al reconocimiento y estimación de fenómenos naturales.

Isaaks y Srivastava (1989): La geoestadística ofrece un método para describir lacontinuidad espacial de fenómenos naturales, proporcionando a su vezadaptaciones de las técnicas clásicas de regresión para tomar ventaja de dichascontinuidades.

Zhang et al. (1992): La geoestadística es una herramienta útil en el estudio de lasvariables numéricas distribuidas en el espacio.

Chauvet (1994): La geoestadística es el estudio de las variables numéricasdistribuidas en el espacio.

Olea (1999): La geoestadística puede ser definida como un conjunto de técnicasnuméricas utilizadas para lidiar con la caracterización de atributos espaciales,

haciendo uso principalmente de modelos aleatorios.

3.122 Geomodelador

Es un programa que permite realizar la integración de los resultados provenientesde las disciplinas denominadas ”geociencias” para efectuar visualización 3D,mapeos 3D y modelaje de yacimiento 3D a través de la construcción de mallas parareproducir la estructura y aplicación de técnicas geoestadísticas para lapropagación de las propiedades geológicas y/o petrofísicas.








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3.123 Geoquímica

Es una especialidad de las ciencias naturales, específicamente de las geociencias,que sobre la base de la geología y de la química estudia la composición y dinámicade los elementos químicos en la Tierra, determinando la abundancia absoluta yrelativa, distribución y migración de los elementos entre las diferentes partes queconforman la Tierra (hidrosfera, atmósfera, biosfera y geosfera), utilizando comoprincipales testimonios las transformaciones de los minerales y rocascomponentes de la corteza terrestre, con el propósito de establecer leyes oprincipios en las cuales se basa tal distribución.

3.124 Grado de Sobrecalentamiento (Svc)

Es la diferencia de temperatura que existe entre la temperatura del vaporsobrecalentado a cierta presión y la temperatura de saturación correspondiente aesa misma presión.

3.125 Gráfico de Box Es un gráfico, basado en cuartiles, mediante el cual se visualiza un conjunto dedatos. Está compuesto por un rectángulo, la “caja”, y dos brazos, los “bigotes”. Esun gráfico que suministra información sobre los valores mínimo y máximo, loscuartiles Q1, Q2 o mediana y Q3, y sobre la existencia de valores atípicos y lasimetría de la distribución. Permite la visualización de la asociación espacial de los

datos y distinción de los “outliers”.

3.126 Gráfico CruzadoEs una herramienta muy útil para la detección de relaciones entre las variables.Comúnmente el gráfico se construye tomando como eje de las abscisas la variableprincipal (guía) y en el eje de las ordenadas la variable cuantitativa de estudio, laobservación de la nube de puntos resultante, incluso el ajuste de una línea deregresión, permite establecer de manera empírica si existe dicha tendencia.








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3.127 Gráfico de Dispersión

Es un gráfico muy útil para la detección de relaciones entre las variables como parala identificación de tendencias en el valor promedio de la variable en la región(ejemplo: relación entre la variable medida y las coordenadas geográficas). Unsupuesto fundamental en el análisis geoestadístico es que el fenómeno esestacionario, para lo cual, entre otros aspectos, el nivel promedio de la variabledebe ser constante en todos los puntos del área de estudio. Una detección detendencia en el gráfico de dispersión puede ser una muestra de que no se satisfacedicho supuesto. El gráfico se construye tomando como eje de las abscisas lavariable que representa la coordenada geográfica y en el eje de las ordenadas lavariable cuantitativa de estudio. La observación de la nube de puntos resultante,

incluso el ajuste de una línea de regresión, permite establecer de manera empíricasi existe dicha tendencia. Un gráfico de dispersión entre valores de la variableseparados por una distancia espacial dada (dispersograma rezagado) es útil en ladetección de autocorrelación espacial.

3.128 Gráfico de Frecuencia Acumulativa

Gráfico usado para identificar el tipo de distribución muestral que ayuda adeterminar si están presentes poblaciones mixtas. Es un gráfico de límite de clasecontra frecuencia acumulada. En el caso de gráficos estadísticos es útil usar losgráficos de frecuencia absoluta, relativa, acumulativa y el diagrama de dispersión,

como se presenta en muchos sistemas.

3.129 Gravedad API

Unidad de medida de la calidad y tipo de crudo creada por la American PetroleumInstitute (API), que denota la gravedad específica del crudo con respecto a la delagua. Un crudo de 10° API tiene la misma densidad y peso específico que la delagua (Gravedad API= 141,5/Gravedad específica del petróleo – 131,1).

3.130 Gravedad Específica del Gas

Relación entre la densidad de un gas y la densidad del aire a la mismas condicionesde presión y temperatura.

3.131 Histéresis

Es un fenómeno físico que ocurre cuando la interfase fluido–fluido en unyacimiento avanza o retrocede en el medio poroso y permeable, el cual ocasionacambios en las propiedades multifasicas originales de las rocas, tales como: lapresión capilar y la permeabilidad relativa, que dependen de la dirección delcambio de la saturación de los fluidos presentes en el medio poroso.








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3.132 Histograma

Es una gráfica en la cual se utilizan barras para representar la frecuencia de unavariable o número de veces que se repite el valor de esta variable. El ancho de cadabarra representa el ancho del intervalo de clase y la altura equivale a la frecuenciacon que la variable observada ocurre en cada intervalo de clase.

3.133 Humectabilidad Propensión de una roca a ser “mojada” por un fluido.

3.134 Hundimiento o SubsidenciaEs un movimiento de la corteza o superficie terrestre, en el que predomina elsentido vertical descendente y que tiene lugar en áreas aclinales o de muy bajapendiente, como consecuencia de la compactación de los sedimentos o estratosdel subsuelo o de un yacimiento.Si el movimiento vertical es lento o muy lento (metros ó centímetros / año) y afectaa una superficie amplia (km2) con frecuencia se habla de subsidencia. Si elmovimiento es muy rápido (m/s) se suele hablar de colapso.

3.135 IcnofósilesSon huellas producidas por organismos que vivieron en el pasado. Los icnofósilespresentan caracteres específicos propios que les hacen identificables y permitensu clasificación, como: parataxones: icnogéneros e icnoespecies. Es raro que se

puedan relacionar de manera inequívoca y precisa con el organismo que lasoriginó, pero en general es posible inferir al menos el grupo biológico o el taxónsuperior al que pertenecía.

3.136 ImbibiciónProceso cuando se incrementa la saturación de la fase mojante.

3.137 IncertidumbreEs el rango de posibles desaciertos en un estimado, donde se desconocen lasprobabilidades de ocurrencia asociadas a los diferentes resultados de undeterminado evento.

3.138 Índice de Inyectividad Indicador de capacidad de inyección.

3.139 Índice de Productividad (J)Es una medida del potencial de producción de un pozo o de su capacidad deproducción, y se determina mediante la relación entre la tasa de producción defluidos líquidos y el diferencial de presión (pe–pwf), medida en el punto intermediodel intervalo productor del pozo.








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3.140 Impregnación

La impregnación es un término referido al nivel de hidrocarburos presentes en losnúcleos rocosos. Esta caracterización de los núcleos suele hacerse de formacualitativa mediante la visualización del núcleo con el uso de luces ultravioleta.

3.141 Intervalo de CompletaciónEs el intervalo específico del yacimiento que está abierto en los pozos y estáconectado con las facilidades de superficie para permitir la producción o inyecciónde fluidos.

3.142 Latitud Geográfica

Distancia angular entre un punto cualquiera de la superficie terrestre y el ecuador.La latitud se mide por métodos satelitales.

3.143 Lente EstratigráficoUnidad litoestratigráfica informal. Es un cuerpo de roca de aspecto lenticular delitología diferente a la de la unidad que lo envuelve. Este término no es reconocidoen el Léxico Estratigráfico de Venezuela

3.144 Ley de Darcy Fórmula que resume resultados de experimentos en flujo linear monofásico.

3.145 Liberación de Gas en SoluciónProceso de salida del gas de solución en el líquido y pase al estado gaseoso.

3.146 LitoestratigrafíaEs la parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos enunidades basadas en sus características litológicas.

3.147 Llanura de InundaciónUna llanura de inundación es la parte de un valle que está sujeta a inundaciones

recurrentes y ubicada en zonas adyacentes a ríos y cursos de agua. Su anchodepende del caudal del río, velocidad de la tasa de erosión, pendiente del canal,y dureza de su pared.

3.148 Longitud Geográfica Ángulo que forma el plano del meridiano de un lugar con el plano del meridianoorigen. La diferencia de hora entre el meridiano de un lugar y el de Greenwichpermite establecer la longitud de ese lugar. La longitud se mide por métodossatelitales.








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3.149 Lutita

Es un estrato de roca detrítica, es decir, formada por detritos, y está integrada porpartículas de arcilla y limo. En las lutitas negras, el color se debe a la presencia demateria orgánica y, si la cantidad de ésta es muy elevada, se habla de ”lutitasbituminosas”. Es conocida por ser la roca madre por excelencia.

3.150 MacroscópicamenteEl término macroscópicamente esta relacionado al análisis del núcleo de formavisual y a grandes rasgos de las propiedades físicas del núcleo sin la utilización demicroscopio u otros aparatos que maximicen el campo de visualización.

3.151 Malla Fina

También llamada malla geológica, no es más que la mejor representación espacialde la configuración del yacimiento a través de celdas en su mayoría ortogonalesque honran la estructura y en la cual a cada una se le asignan datos de propiedadesgeológicas y/o petrofísicas, sin embargo, en muchos modelos para lograr elmáximo nivel de detalle se requiere de millones de celdas que generan granconsumo de memoria de CPU y a su vez largos tiempo de corrida que dificultan ellogro de una adecuada simulación numérica de yacimiento.

3.152 Malla GruesaEs una malla cuyo tamaño y cantidad de celdas es inferior a la malla geológica

debido a la necesidad de hacer factible la ejecución de la simulación numérica deyacimientos reduciendo los tiempos de corrida. Para ello, se aplican técnicas deescalamiento que permitan obtener una reproducción aceptable de la malla finadonde se honren las heterogeneidades del yacimiento, distribución deprobabilidades de las propiedades, el POES, etc.

3.153 Mantenimiento de PresiónProceso mediante el cual la presión de un yacimiento se mantiene constante odeclina a una tasa muy baja, generalmente como producto de la acción de unacuífero muy activo o por la inyección de fluidos en el yacimiento.

3.154 Mapa del VariogramaEs una herramienta que permite determinar las direcciones de anisotropía de lavariable en estudio.

3.155 Mapa Estructural Es un sistema de representación gráfica de información o datos de índolegeológica, acotados éstos por parámetros definidos. Resulta de proyectar sobreun plano los siguientes valores: Extensión de los distintos rasgos tectónicos yestructurales y Relaciones geológicas – diversas – existentes.








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3.156 Matriz

La roca o el material agregado de partículas que la conforman.

3.157 Matriz de Proporción Vertical Es una extensión de la curva de proporción vertical (CVP). Consiste en construirmuchas CVP y arreglarlas de acuerdo a la ubicación areal dentro de la zona deinterés, lo cual permite otorgar un mayor control de las facies durante lapropagación 3D.

3.158 Mecanismos de ExpulsiónFuentes de energía para producir los hidrocarburos originalmente en sitio.

3.159 MediaPromedio aritmético de la distribución de una población de datos.

3.160 MedianaEs el valor que se obtiene de una distribución de datos ordenados jerárquicamente,donde la mitad de los datos son menores y la otra mitad está por encima de estevalor.

3.161 Mediciones Experimentales de Mojabilidad

Representan análisis de laboratorios que son realizados en muestras de rocas tipotapón obtenidas de los núcleos. Estos análisis permiten estimar de una formacualitativa la condición de mojado presente en los yacimientos. Las pruebasincluyen:

– Evaluación del Ángulo de contacto en sistemas agua/petróleo/roca. – El método de Amott–Harvey el cual se basa en determinar condiciones de

mojabilidad a través de índices de mojabilidad al agua y al petróleodeterminadas experimentalmente.

– La prueba USBM la cual es una variación del método de Amott–Harvey. – La Espectroscopia de fotoelectrón de rayos X (XPS), la cual es una técnica

analítica de superficie que proporciona el análisis elemental/atómico de lascapas más externas de una superficie material.

3.162 Mediciones Experimentales de Permeabilidad RelativasLas técnicas experimentales para evaluar permeabilidad relativa se clasifican enpruebas en estado Estado estable y método dinámico ó pruebas en estado noEstable. Estos métodos pueden ser aplicados en sistema Agua–petróleo,Gas–petróleo y Agua–Gas. Generalmente las pruebas son realizadas en muestrastapones de núcleos.








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3.163 Mediciones Experimentales de Presión Capilar

Incluyen métodos para determinar curvas de presión capilar en sistemasaire–agua, agua–petróleo y aire–petróleo a muestras o tapones de rocaconsolidadas o no consolidadas basándose en normas establecidas. Los métodoscomúnmente usados son:

– El método del plato poroso: éste se realiza cuando se requiera estudiar ladistribución de los fluidos en rocas de yacimiento y determinar la saturación deagua irreducible de la muestra en estudio. Este método se utiliza paradeterminar presión capilar en sistemas aire–agua en muestras de núcleosconsolidados. La prueba es realizada en tapones o muestras de núcleos.

– El método de la centrífuga: Para aplicar este método se debe disponer de un

equipo de centrífuga y consiste en ir aumentando la velocidad de centrifugaciónpaso a paso y medir cada vez la fase desplazada. La velocidad decentrifugación, y la saturación correspondiente se miden a partir de la saturaciónpromedio en equilibrio a medida que varía la velocidad.

3.164 Meseta

Se refiere al valor de la covarianza cuando el modelo tiende a ser asintótico. Es elvalor de γ (h) para el cual con el aumento de h su valor permanece constante, serepresenta como (CT = C + Co). Puede obtenerse trazando una línea paralela ala abscisa y que se ajuste a los puntos de mayor valor del semivariograma y su valor

se lee en la intersección de esta línea con la ordenada.

3.165 Método Dinámico o Estado No estable

Este procedimiento se aplica para obtener medidas más precisas de lapermeabilidad del núcleo, da una inferencia de cómo se mueven las fases defluidos en el yacimiento de forma tal que se pueden ajustar los registros obtenidosdurante la exploración y explotación del yacimiento, y así conseguir una medidamás real de las propiedades físicas de los yacimientos. A diferencia del método deestado estable, el procedimiento experimental es más sencillo y se realiza en unlapso de tiempo apreciablemente menor.

3.166 Método Estado Estable

El método se realiza cuando se requiera obtener medidas de la permeabilidadrelativa a un fluido. Esta prueba permite inferir cómo se mueven las fases en elyacimiento, de forma tal que se pueden ajustar los registros obtenidos durante laexploración y explotación del yacimiento, y así conseguir una medida más real delas propiedades físicas de los yacimientos y poder hacer un pronóstico de laproducción de un yacimiento.








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3.167 Microscopia Electrónica de Barrido (SEM)

La Microscopia electrónica de barrido (o SEM, de Scanning Electron Microscopy),es aquella que usa electrones en lugar de luz para formar una imagen. Tiene unagran profundidad de campo, la cual permite que se enfoque a la vez una gran partede la muestra. También produce imágenes de alta resolución, que significa quecaracterísticas espacialmente cercanas en la muestra pueden ser examinadas auna alta magnificación. Con este tipo de análisis se pueden determinarcaracterísticas importantes de la roca, tales como, la geometría de los poros, tipoy distribución espacial de las arcillas y otros minerales en la roca.

3.168 Miembro de Formación

Unidad litoestratigráfica formal de rango inmediatamente inferior al de laformación; siempre es parte de una formación.

3.169 Miscibilidad Se define como un proceso miscible, la condición física entre dos fluidos quepermite a ellos mezclarse en todas las proporciones sin que exista una interfaseentre los mismos. Si ambos fluidos no son mezclados en cualquier proporción o latensió interfacial entre ellos es distinta de cero dichos fluidos no son miscibles.

3.170 Moda

Se define como aquel valor de la variable al que corresponde la máxima frecuencia(absoluta o relativa).

3.171 Modelaje Integral del Activo para el Soberano (MIAS)Es una metodología de trabajo que integra las áreas medulares del activo, con elfin de generar y actualizar el Plan Integrar de Explotación del Yacimiento con visiónde negocio. Esta filosofía hace énfasis en la incorporación temprana derentabilidad y conocimientos de las incertidumbres, mediante el cambio de unaplataforma determinística a probabilística, identificándose parámetros quepermiten diferenciar los casos de negocios y recomendar estrategias de

explotación. El uso de esta metodología permite reducir el tiempo del análisistécnico porque se enfoca en los asuntos claves, generando un alto impacto en laestrategia y visión de negocio.








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3.172 Modelo con Función Potencia

Este es un modelo sin meseta. Por efectos prácticos, sin embargo, muchosprogramas informáticos denotan la pendiente del modelo lineal con la relación C/a.

Se han presentado los modelos más usados en la práctica, aunque se debeseñalar, existen otros modelos que pueden ser ajustados individualmente, aunquees posible encontrar en la práctica aplicaciones donde a los semivariogramasexperimentales se les debe ajustar más de un modelo teórico, es decir, a través desuperposición, nombrándose estructuras imbricadas (Krajewski y Gibbs, 1993;Journel y Huijbregts, 1978; David, 1977).

3.173 Modelo de Interacción Entre Rocas–Fluidos

Constituye un conjunto de curvas de presión capilar y permeabilidad relativas quereflejan las interacciones del sistema Rocas–fluidos en un yacimiento. Elcomportamiento, formas y características de las mencionadas curvas se rigen porla condición de mojabilidad existente en los yacimientos.

3.174 Modelo EsféricoEste modelo es probablemente el más utilizado para ajustar a los semivariogramasexperimentales. Es una expresión polinomial simple, en su forma se puedeobservar un crecimiento casi lineal y después a cierta distancia finita del origen sealcanza una estabilización, la meseta. La tangente en el origen encuentra a la

meseta en el punto de abscisa (2/3)a, donde a representa el valor del rango.

3.175 Modelo Exponencial Este modelo a diferencia del esférico crece inicialmente más rápido y después seestabiliza de forma asintótica. Como la meseta no se alcanza a una distancia finita,se usa con fines prácticos el “rango efectivo” o “rango práctico”, valor que seobtiene en el punto de abscisa para el cual el modelo obtiene el 95% de la meseta.

3.176 Modelo Gaussiano

Este es un modelo extremadamente continuo, inicialmente presenta uncomportamiento parabólico en el origen, después al igual que en el modeloExponencial se alcanza la meseta de forma asintótica. El rango prácticoigualmente será el valor de la abscisa donde se alcance el 95% de la meseta.

3.177 Modelo de DatosEl Modelo de Datos constituye la fase primaria que se desarrolla previamente antesde la construcción de los Modelos Estático y Dinámico, que se generan a partir dela caracterización integrada de los Yacimientos. Es el conjunto de consideraciones








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y valoraciones que comprende la organización, validación y certificación de los

datos relacionados con propiedades, características y registros, que se generancon la actividad de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos,perforación y producción de pozos, condiciones ambientales o geográficas, entreotros, existentes en las bases de datos corporativas. La conformación del modelode datos también considera la planificación de la captura de aquellos datosrequeridos para la realización de los Estudios integrados de Yacimientos. ElModelo de datos contempla, además, una evaluación de la certidumbre quepresentarán los Modelos Estáticos y Dinámicos de Yacimientos, según la calidady cantidad de los datos disponibles, lo cual permitirá tomar decisiones sobre elalcance y objetivos de los Estudios de Yacimientos; todo esto conformado en unDocumento de Soporte de Decisiones (DSD).

3.178 Modelo Dinámico de YacimientosDescribe el movimiento de los fluidos en el yacimiento, partiendo del modeloestático, el análisis de los datos dinámicos (la historia de producción, presión,inyección y eventos de pozos), análisis PVT (propiedades de los fluidos), análisisespeciales de núcleos (permeabilidades relativas, presiones capilares), entreotros; para definir los mecanismos de producción, validar el volumen de fluidos ensitio (POES, GOES), estimar la eficiencia de barrido y finalmente generar el estudiode Simulación Numérica, mediante el cual se estiman las condiciones actuales delyacimiento (avance de contactos de fluidos, distribución de saturación y presión),

se visualizan oportunidades para la ubicación de nuevos puntos de drenaje, diseñode estrategias de explotación.

3.179 Modelo EstáticoConstituye el Modelo Geológico Integrado de un yacimiento, representado enforma gráfica y numérica, como producto de la caracterización integrada de losyacimientos, donde convergen los datos e información Geofísica, Geológica,Estratigráfica, Sedimentológica, Petrofísica, Geomecánica, distribución,propiedades y comportamiento de los fluidos y presiones presentes en lasformaciones geológicas. El término “Modelo Estático” se le atribuye a la

representación ideal del yacimiento a las condiciones originales o vírgenes en lasque fue descubierto, conformado por los datos que caracterizan la roca recipientey los fluidos contenidos en ella originalmente, en forma estática, es decir, sinmovimiento de fluidos, sin producción.

3.180 Modelo Geoestadístico (Simulación Estocástica)Es la representación tridimensional del Modelo Geológico Integrado, representadoen una plataforma de aplicaciones geoestadística o probabilística, en formatodigital y en forma de un mallado conformado por capas y pequeñas celdas o








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bloques, que permiten el escalamiento de los datos, para simular la anisotropía o

heterogeneidad en la distribución de las propiedades petrofísicas y facies quecaracterizan a un yacimiento. Mediante este modelo se realizan simulacionesestocásticas, aplicando técnicas, tales como Kriging, Co–kriging, Gaussiana,Plurigaussiana, entre otros, para evaluar y cuantificar la incertidumbre geológicay consiste en generar una gran cantidad de realizaciones o posibles escenarios uocurrencia de eventos geológicos, tales como distribución espacial o volumétricade facies y propiedades petrofísicas del yacimiento en estudio.

De esta forma se obtienen valores ”equiprobables” de la propiedad en estudio, enlas zonas del yacimiento, donde no se dispone de datos o información, respetandosiempre propiedades, tales como: la variabilidad espacial, las direccionespreferenciales de anisotropías y las diferentes fuentes de información utilizadaspara su generación (En el caso condicional, se respetan en cada realización losdatos y la información conocida en las zonas o puntos observados).

3.181 Modelo PetrofísicoEs un modelo que expresa la relación existente entre porosidad, permeabilidad,saturación de agua y radio de gargantas de poros. Cada modelo Petrofísico de uncampo establece la ecuación de radio de garganta de poros representativa delyacimiento.

3.182 Mojabilidad o Humectabilidad

Se refiere a la tendencia relativa que posee un fluido a adherirse a una superficiesólida en presencia de otro fluido inmiscible. En el medio poroso de la roca deyacimiento, generalmente se encuentran por lo menos dos fluidos inmiscibles(agua y petróleo), uno de ellos será el fluido mojante, el cual ocupará los poros máspequeños. El otro fluido, será la fase no mojante, que estará ubicada en el centrode los intersticios más grandes. La mojabilidad tiene gran importancia, debido aque en un sistema rocas/ petróleo/agua de formación, es uno de los parámetrosque controlan la ubicación, movimiento o flujo y distribución de los fluidos dentrodel medio poroso. La mojabilidad puede determinarse a través de pruebasexperimentales.

3.183 Muestra

Se define como un subconjunto del universo estadístico.

3.184 Muestra de Canal Es el conjunto de fragmentos de rocas, provenientes de las diferentes formacionesgeológicas atravesadas durante la perforación de los pozos, las cuales son traídasa la superficie por el lodo o fluido de perforación.








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3.185 Muestra de Pared

Son porciones pequeñas de rocas de las formaciones geológicas, tomadas endirección perpendicular a las paredes del hoyo de los pozos cuando se corren losperfiles eléctricos, las mismas presentan la ventaja de ser capturadas en el hoyosin tubería (se usa equipo con guaya o cable); se pueden recuperar variasmuestras simultáneamente a profundidades confiables.

3.186 Núcleo

Es una muestra de roca del subsuelo, de proporciones considerables, obtenida aprofundidades predeterminadas durante la perforación de los pozos, mediantemétodos especiales, preservando la integridad de la estructura geológica y sus

características físico–químicas. Los análisis que se realizan a este tipo demuestras permiten obtener datos importantes para el desarrollo de programas deexploración, explotación, completación y operaciones de formaciones geológicasproductoras de hidrocarburos.

3.187 Número de Reynolds

Es una combinación abstracta de parámetros que caracterizan a un fluido,expresada en un número adimensional, para clasificar el tipo de flujo de fluidos entuberías (Re = (Densidad x Velocidad x Diámetro) / viscosidad). Cuando Re < 2000,significa régimen laminar de flujo; Si Ne >4000, significa régimen turbulento de

flujo; y si Ne presenta valores entre 2000 y 4000, se denomina flujo de transición.Para medio poroso, la fórmula adopta la siguiente expresión: ReMP = (diámetrohidráulico x velocidad superficial x densidad) / ((1 – porosidad) x viscosidad) y seutiliza para considerar los efectos capilares (acoplamiento de flujos).

3.188 Parámetros Críticos del Proyecto

Estos son factores que pueden afectar significativamente el desempeño delproyecto; el cotejo de esta información puede lograrse reuniendo a expertos ensesiones de tormentas de ideas correspondientes a las distintas categorías.

Claramente, la omisión de parámetros críticos relevantes compromete laevaluación del riesgo en el proyecto y el éxito de aplicación de una tecnología aescala de campo.

3.189 Parcelas

Son concesiones de tierra asignadas por el Estado dentro de un área geológica – geográfica determinada. Una parcela puede contener uno o más campos dehidrocarburos. Los códigos y/o nombres los asigna el Estado, y están conformadospor una colección de caracteres que incluyen puntos y guiones.








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3.190 Patrón de Inyección

Es un arreglo especial de pozos productores e inyectores, utilizado en un proyectode recuperación mejorada de petróleo. El patrón de pozos para inyección de fluidoses seleccionado basándose en la ubicación de los pozos existentes, la forma y eltamaño del yacimiento, el costo de los pozos nuevos y el incremento en el factorde recobro que se obtendría mediante los posibles patrones de inyección. Lospatrones de inyección más comunes son los utilizados en desplazamiento depetróleo con arreglo de pozos en línea directa, desplazamiento de petróleo conarreglo de pozos en línea escalonada, de dos, tres, cuatro, cinco, siete y nuevepozos. Normalmente, los patrones de dos y tres pozos son arreglos parapropósitos de pruebas pilotos. Los patrones son llamados normales o regularescuando incluyen solo un pozo productor por cada patrón, e invertidos cuandoincluyen un solo pozo inyector por cada patrón.

3.191 Perfiles o RegistrosMediciones de variada índole del subsuelo (resistividad eléctrica, radiación, etc.).

3.192 Período GeológicoIntervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráficaSistema.

3.193 Permeabilidad Es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese sin alterar suestructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a travésde él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si lacantidad de fluido es despreciable.

3.194 Permeabilidad AbsolutaSe define como permeabilidad absoluta de un medio poroso a la facilidad parapermitir el influjo de fluidos a través del sistema poroso interconectado y/o defracturas, si el medio esta 100% saturado con el fluido que fluye.

3.195 Permeabilidad Efectiva (ko,G)Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otrou otros fluidos que satura el medio poroso.








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3.196 Permeabilidad Relativa (KR)

La permeabilidad relativa es una medida de la habilidad que tiene un fluido paramoverse en presencia de otro a través del medio poroso de la roca. Es unapropiedad fundamental para modelar y predecir el comportamiento de flujomultifásico en un yacimiento. Se deriva de la generalización de la Ley de Darcypara el flujo simultáneo de varios fluidos. La permeabilidad relativa es el cocienteentre la permeabilidad efectiva a una cierta saturación (ki) y la permeabilidadabsoluta (k): kri = ki / k.

3.197 Peso Molecular Peso de una molécula de una sustancia.

3.198 PetrofaciesUnidad de roca con propiedades petrofísicas similares y una relación consistenteentre porosidad, permeabilidad, saturación de agua irreducible y radio degargantas de poros. Representan unidades con capacidad de flujo similar.También se les da el nombre de tipos de roca.

3.199 Petrofísica Análisis de las propiedades físicas de la roca y fluidos contenidos en ella.

3.200 Petróleo Activo

Fracción del POES total producido por caída de presión.

3.201 Petróleo SubsaturadoPetróleo que aceptaría más gas en solución a la misma presión y temperatura.

3.202 PetróleoMezcla de hidrocarburos de distinta naturaleza.

3.203 PoblaciónEs la totalidad de los objetos que se consideran.

3.204 POESPetróleo original en sitio.

3.205 Porosidad Es una propiedad de la roca y es definida como el porcentaje del volumen porosode la roca referente al volumen total de la misma. Esta es expresada en porcentajey de acuerdo a que tanto por ciento tengamos de porosidad podremos saber quetanto fluido puede almacenar dicha roca.








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3.206 Porosidad Visual

La porosidad visual es un término que esta asociado a la determinación de lafracción porosa de una muestra rocosa, generalmente en secciones finas de rocas.Para la determinación de este valor existen plantillas que ayudan al intérprete adeterminar propiedades texturales como tamaño, forma y escogimiento de lossedimentos, así como también de la porosidad.

3.207 Pozo Direccional Para este tipo de pozos las coordenadas del objetivo en el subsuelo son diferentesa las del pozo en superficie.

3.208 Pozo Horizontal Este tipo de pozos se perfora con una dirección paralela a la arena productora ypuede llegar a la horizontalidad.

3.209 Pozo Multilateral Este tipo de pozos cuenta con varios brazos o hoyos ramificados a partir del hoyoprincipal u original que producen del mismo o de diferentes yacimientos.

3.210 Pozo Vertical Para este tipo de pozos las coordenadas del objetivo en el subsuelo son iguales

a las del pozo en superficie. 3.211 Presión de Burbujeo

Presión a la cual sale de solución la primera burbuja de gas.

3.212 Presión Capilar (PC)Es la fuerza por unidad de superficie resultante de la interacción de las fuerzaspresentes en la interface de dos fluidos inmiscibles en contacto y la geometría delmedio poroso en el cual actúan. La diferencia en presión entre lo fluidos, es lo quese denomina presión capilar.

3.213 Presión de Fondo Estática (Pws)Es la presión de un yacimiento a condición estática es decir, cuando no existemovimiento de fluidos dentro del mismo y todas las fases se encuentranequilibradas.

3.214 Presión de Fondo Fluyente (Pwf)Es la presión que se mide en el fondo de un pozo, a nivel del intervalo productoren condiciones de flujo.








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3.215 Presión de Saturación (Psat)

Es toda presión del yacimiento, por debajo de la presión de burbujeo, a la cual selibera el gas disuelto en el petróleo, dentro del yacimiento.

3.216 Presión de RocíoPara una temperatura dada, es la presión a la cual se obtiene la primera gota delíquido de un gas.

3.217 Presiones Anormales InicialesPresiones por encima del gradiente hidrostático.

3.218 Presión Mínima de Miscibilidad

La PMM se puede definir como la menor presión a la cual un gas puede desarrollarmiscibilidad a través de múltiples contactos con crudo a la temperatura deyacimiento. Presiones de yacimiento por debajo de la PMM resulta en undesplazamiento inmiscible y consecuentemente se obtienen recobros menores.

3.219 Probabilidad Es una variable estadística que mide la frecuencia relativa de un evento con la quese obtiene un resultado (o conjunto de resultados) al llevar a cabo numerososexperimentos aleatorios, de los que se conocen todos los resultados posibles, bajocondiciones suficientemente estables. Se utiliza para obtener conclusiones sobre

la probabilidad de sucesos potenciales y la mecánica subyacente de sistemascomplejos.

3.220 Proceso de DrenajeEs el proceso de desplazamiento de fluidos dentro del yacimiento, que ocurrecuando la saturación de la fase mojante disminuye en presencia de dos fluidosinmiscibles (contrario al proceso de Imbibición). En este proceso, un fluidodesplaza a otro dentro del medio poroso y permeable a consecuencia de lasfuerzas capilares.

3.221 Proceso de Imbibición

Es el proceso de desplazamiento de fluidos dentro del yacimiento, que ocurrecuando la saturación de la fase mojante aumenta en presencia de dos fluidosinmiscibles (contrario al proceso de drenaje). En este proceso un fluido desplazaa otro dentro del medio poroso y permeable a consecuencia de las fuerzascapilares.

3.222 Propiedades PonderadasValores de cualquier propiedad debidamente promediada con otra variable enfunción de su relación o dependencia, características e importancia.








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3.223 Pruebas de Desplazamiento

Consisten en inyectar un fluido, bien sea: agua, gas, solvente, etc., por un extremodel modelo físico del medio poroso (núcleo o tubo delgado) el cual se encuentrasaturado con crudo y desplazarlo por el otro extremo del modelo. Dependiendo delobjetivo que se quiere alcanzar con la realización del desplazamiento, dependeránlas condiciones de la prueba, tipo de modelo físico a utilizar y secuencia deinyección de fluidos. Entre los objetivos fundamentales de una prueba dedesplazamiento se puede mencionar: determinar las curvas de permeabilidadrelativa, comparar factores de recobro de crudo, estudiar la interacción entre losfluidos del yacimiento y el fluido inyectado, controlar el frente de inyección de losfluidos, determinar el grado de miscibilidad entre el fluido inyectado y el crudopresente en el medio poroso, entre otros.

3.224 Prueba PilotoEs una prueba operacional de campo, a escala pequeña, que es utilizada parasoportar la viabilidad de aplicación comercial de un método o proceso.

3.225 Punto CríticoPresión y temperatura a las cuales se hacen iguales las propiedades intensivas delas fases gaseosa y líquida y pasan a coexistir en una sola fase fluida.

3.226 Punto de Ebullición Promedio Molar

Punto de ebullición calculado para una mezcla de hidrocarburos, contenidos en unsistema determinado, mediante las fracciones molares de cada componente y suspuntos atmosféricos de ebullición.

3.227 Puntos ExtremosSon laos valores finales que se obtiene en las curvas de presión capilar ypermeabilidad relativa medidas experimentalmente. Estos puntos incluyen ensistema Agua–petroleo: Swir, Sorw, Krwmax y krowmx. Mientras que en el sistemaGas–petróleo son: Sgc, Sgmax, Sorg, Krgmax y krogmax.

3.228 Radio de Garganta de PorosPuede definirse como el radio de las tubificaciones que interconectan los poros. Elradio de las gargantas de los poros puede ser estimado de los datos de porosidady permeabilidad de los análisis convencionales de núcleos a condiciones desuperficie.

3.229 RangoDistancia a la cual el modelo matemático tiende a ser asintótico, esto implica quea partir de esta distancia no existe autocorrelación.








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3.230 Reacondicionamiento

Trabajo mecánico en un pozo para cambiar/mejorar su rendimiento.

3.231 RealizacionesSon reproducciones equiprobables de la configuración del yacimiento que segeneran al aplicar técnicas geoestadísticas, todas compatibles con la data yparámetros estadísticos usados como información de entrada en el modelo. Lavariabilidad entre las realizaciones es una medida de la incertidumbre del modelo.

3.232 Recombinación de FluidosProceso mediante el cual se mezclan, en el laboratorio, volúmenes de gas ypetróleo del yacimiento, recolectados a la presión y temperatura del separador degas en superficie, para reproducir o simular muestras de fluidos a condiciones depresión y temperatura del yacimiento.

3.233 Recuperación MejoradaSe refiere a los procesos aplicados para incrementar el recobro en etapasposteriores a la recuperación primaria de manera que abarca tanto las técnicas derecuperación secundaria como terciaria, tal y como se observa en la Figura 3.








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Fig 3. ETAPAS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA Y MEJORADA

Rendimiento original Rendimiento corregido

Flujo naturalLevantamiento artificial

Estimulación, AcidificaciónEspumas y Geles

Producción por energíanatural del yacimiento

Inyección de agua Inyección de gases

RECUPERACION SECUNDARIA

RECUPERACION PRIMARIA

RECUPERACION TERCIARIA

OtrosQuímicosGasesTérmicos

Inyección de vaporIny . agua caliente

Combustión en sitioElectromagnetismo

Polímeros (P)Surfactantes (S)

Alcalis (A)AP / SP /ASP

(Combinados)

MicroorganismosEmulsiones

Vibrosísmica

R e c u p er a ci ó nM e j or a d a d e C r u d o s

WAG / AGAGases de Combustión

CO2N2

3.234 Recuperación PrimariaEs la extracción de hidrocarburos de los yacimientos, utilizando solamente laenergía natural disponible en los yacimientos, para mover los fluidos hacia lospozos productores, mediante la expansión de los fluidos, compactación de la roca,desplazamiento por gas en solución, influjo de agua, expansión de capa de gas odrenaje por gravedad.

3.235 Recuperación SecundariaEs implementada cuando la energía natural del yacimiento ha descendido a niveles

donde el recobro de petróleo no es económico. En este caso se incrementa laenergía del yacimiento de manera artificial inyectando agua o gas hidrocarburo(gas natural).

3.236 Recuperación TerciariaSe refiere a técnicas aplicadas para prolongar la vida económica del yacimientodespués de la secundaria. Dichas técnicas consisten en incrementar el recobromediante la inyección de agentes de naturaleza química, térmica o gases noconvencionales.








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3.237 Reentrada

Es la perforación de un hoyo nuevo partiendo de un pozo existente.

3.238 Relación Gas en Solución – Petróleo (Rs)También conocido como relación de solubilidad de gas en el petróleo, es la relaciónentre el volumen del gas en solución en el petróleo, contenido en un yacimiento ymedido a condiciones normales de presión y temperatura, generalmenteexpresado en PCN, por unidad volumétrica de petróleo, también referido acondiciones normales y generalmente expresado en BN.

3.239 Relación Gas Libre–Petróleo

También conocida como relación gas–petroleo de producción, es la relación entreel volumen de gas (proveniente de gas en solución o de capa de gas libre en elyacimiento, o ambos) y el volumen de petróleo que se obtiene en la superficie através de los pozos productores.

3.240 Reservas Posibles de HidrocarburosSon las cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitúmen, gasnatural y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en lascuales la información geológica y de ingeniería indican que su extracción esfactible, con un grado menor de certeza al de las reservas probables.

3.241 Reservas ProbadasSon las cantidades de condensado, petróleo crudo, bitúmen, gas natural ysustancias asociadas, estimadas con razonable certeza, las cuales se puedenextraer comercialmente, en un momento determinado, de yacimientos conocidos,basados en la información geológica e ingeniería disponible, bajo condicionestecnológicas actuales y regulaciones gubernamentales vigentes.

3.242 Reservas Probables de HidrocarburosSon las cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitúmen, gas

natural y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en lascuales la información geológica y de ingeniería indica un grado de menor certezaen su extracción, comparado con el de las reservas probadas, bajo condicionestecnológicas y regulaciones gubernamentales vigentes.

3.243 Reservas RemanentesSe refiere al volumen de hidrocarburos restante que queda disponible en elyacimiento, luego que se haya producido un volumen determinado (medidas enbarriles a condiciones de tanque).








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3.244 Restauración de Presión

Es un proceso mediante el cual se obtiene la presión instantánea y continua en elfondo de un pozo, a partir del momento en que se cierra la producción para tal fin.El análisis de las pruebas de restauración de presión permite obtener informacióndel yacimiento y del área de drenaje de los pozos, tales como: presión de fondofluyente, presión estática, permeabilidad efectiva al flujo de petróleo o gas,distancia entre el pozo y posibles fallas geológicas, daño de formación, entre otros.

3.245 RiesgoIncertidumbre o probabilidad de obtener resultados desfavorables en unainversión.

3.246 RipioMaterial que corta la barrena durante la perforación de la roca.

3.247 RocaMaterial constituido como un sólido cohesionado formado por uno o más mineraleslos cuales forman parte esencial en los yacimientos. Las rocas suelen sermateriales duros, pero también pueden ser blandas.

3.248 Roca–MadreRoca con contenido orgánico que se transforma en petróleo.

3.249 Saturación de FluidosEs la fracción del espacio poroso total disponible en la roca que ocupan los fluidospresentes en el yacimiento.

3.250 Saturación Residual PetróleoEs la fracción de petróleo sin gas que queda en el yacimiento, adherida a la roca,después de un proceso de desplazamiento de fluidos.

3.251 Sección Fina (SF)Como su nombre lo indica una sección uniforme de material rocoso muy fina de

aproximadamente 3m de espesor y de 2,5 x 1,5 cm largo y ancho. Las seccionesfinas son de mucha utilidad en el estudio de yacimientos, pues de manera rápiday económica se pueden determinar las propiedades texturales y composiciónmineralógica de las rocas.

3.252 Secuencia SedimentariaUna secuencia sedimentaria es una sucesión vertical de estratos organizados deuna manera específica y limitada a gran escala por discordancias y a menor escalapor cambios abruptos entre facies sedimentarias.








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También puede ser definida como una sucesión de estratos, genéticamente

relacionados y delimitados por superficies de máxima inundación marina (MFS),inundación marina (FS), o límites de secuencias (SB), Galloway, 1989; Vail et al.,1991.

3.253 Segregación del GasMovimiento del gas libre hacia posiciones estructuralmente más altas de las quetiene.

3.254 Segregación Gravitacional Separación de fases debido a su densidad.

3.255 Semivariograma Experimental El cálculo del semivariograma experimental es la herramienta geoestadística másimportante en la determinación de las características de variabilidad y correlaciónespacial del fenómeno estudiado (Chica, 1987), es decir, tener conocimiento decomo la variable cambia de una localización a otra (Lamorey y Jacobsom, 1995;Issaks & Co.,1999), representando el útil más importante de que dispone elgeoestadístico para el análisis del fenómeno mineralizado o de la variable dedistribución espacial en estudio (Sahin et al.,1998; Genton, 1998a). Este análisistiene como condicionantes: la distribución estadística, la existencia de valores

aberrantes o anómalos, la presencia de zonas homogéneas o posibles zonacionesen la distribución de las leyes. Luego de realizar un análisis apropiado se ajusta unmodelo al semivariograma experimental que se espera represente bien los datos.La selección del modelo y los parámetros apropiados a las características delsemivariograma empírico, para ser usados en la interpolación geoestadística esel punto más importante en el proceso planteando (Arik, 1990), además, estaselección es fundamental en el caso donde se presenten datos con alta asimetríaen la distribución o que carecen de un modelado geológico propio. Al respecto serefieren muchos autores sobre el efecto negativo que puede tener en la estimaciónel uso del kriging sin un estudio de estructura espacial y la selección adecuada delmodelo de semivariograma y sus parámetros.

3.256 Separación Diferencial Experimento en el cual el gas que sale de solución de un hidrocarburo, comoresultado de una reducción de la presión y es retirado de la celda donde se realizadicho experimento.

3.257 Separación InstantáneaProceso en el cual el líquido está en contacto con todo el gas que sale de solución.








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3.258 Simulación de Líneas de Corrientes

Es bien conocido que el fluido en el yacimiento es impulsado por diferencias depresión, fuerzas gravitacionales y diferencias de densidad debido a una diferenciade composición o temperatura. Teniendo esto presente se pueden determinardesde líneas isóbaras del yacimiento hasta superficies de contorno a lo largo delas cuales el fluido es impulsado. El fluido se desplaza desde una superficie decontorno de alta energía hasta una de baja energía. Una línea de corriente siempreesta dispuesta perpendicularmente a las líneas de empuje constante. Este hechopuede extrapolarse a tres dimensiones, y en lugar de líneas de corriente se puedehablar de tubos de corriente que definen por si mismos un volumen de fluidoespecífico que se mueve en conjunto. La simulación de líneas de corrientes esideal para el modelo de grandes sistemas heterogéneos con múltiples pozos,dominados por convección, situación en la cual los métodos de diferencias finitas(DF) pueden fallar. Por otro lado, el método de líneas de corrientes (LDC) no resultatan satisfactorio para desplazamientos físicos complejos caracterizados por altacompresibilidad, efectos capilares significativos y comportamiento de fases pocopredecibles. El simulador de LDC soluciona el campo de presiones ignorando lasfuerzas capilares y asumiendo los efectos gravitacionales y térmicos comoinsignificantes.

Si bien es cierto que los simuladores de líneas de corrientes no reemplazan a lossimuladores convencionales, son una herramienta complementaria ya que puedenaportar valiosa información del flujo de fluidos en el yacimiento que mediante otros

simuladores sería virtualmente imposible en un tiempo razonable. Además facilitael entendimiento del modelo y ayuda a optimizar el comportamiento de produccióndel campo. Así mismo, permite determinar el origen del o los fluidos que fluyenhacia un pozo productor, ya sea que provenga de un acuífero cercano, de uno ovarios inyectores, o de la zona de petróleo por citar ejemplos. Un modelo de LDCtiene muchas ventajas frente a los simuladores convencionales, tanto en velocidadcomo en la fácil visualización del flujo inyector–productor, así como una mejoridentificación del área de drenaje.

En la actualidad, con el uso de simuladores comerciales, basados en líneas decorrientes, se pueden obtener resultados suficientemente precisos, a un bajo costo

computacional, siempre que los efectos capilares, gravitacionales y térmicos seaninsignificantes. El métodos de LDC y DF se complementan uno al otro. Usados enconjunto permiten una representación más cercana al yacimiento y a los patronesde flujos que en él se desenvuelven.








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3.259 Simulación Estocástica

La simulación estocástica es usada, entre otros, para cuantificar la incertidumbrey consiste en generar una gran cantidad de realizaciones o posibles escenariosdel yacimiento en estudio. De esta forma se obtienen valores ”equiprobables” dela propiedad en estudio en los puntos donde no se tiene información, respetandosiempre propiedades tales como la variabilidad espacial, las direccionespreferenciales de anisotropías y las diferentes fuentes de información utilizadaspara su generación (En el caso condicional se respeta en cada realización lainformación conocida en los puntos observados).

3.260 Sistema Rocas–Fluidos

Representa un sistema interconectado hidraulicamnente en el cual actúan fuerzasde repulsión y atracción entre las rocas y los fluidos presentes (agua, Gas ypetróleo).

3.261 Sobrecarga

Sedimentos que yacen sobre el yacimiento, desde la superficie hasta suprofundidad.

3.262 Subsuelo

Capas debajo del suelo. 3.263 Técnica de Objetos

Los modelos basados en objetos son construidos sobre la superposición degeometrías de cuerpos geológicos asociados a un grupo de facies. El tamaño delos parámetros de cada geocuerpo puede ser único o presentarse a través derangos y funciones de probabilidad. Cada día los programas de geomodeladopermiten un mayor control para reproducir geometrías complejas, existen reglasde colocación para jerarquizar las facies donde una puede erosionar a la otra.

3.264 Técnica de PixelesLos modelos basados en pixeles son construidos y poblados con propiedadesgeológicas y/o petrofísicas usando estructuras de correlación llamadosvariogramas. Cada celda es considerada como un pixel y el variograma determinacomo la propiedad será distribuida y agrupada en el espacio 3D, estos variogramasque controlan la distribución deseada son definidos a través de parámetrosespecíficos (modelo de variograma, rango, pepita, meseta y longitudes decorrelación). Los parámetros del variograma son determinados usando diversasfuentes tal como información de pozo, afloramientos y/o analogías.








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3.265 Temperatura de Saturación del Agua (Ts)

Es la temperatura a la cual se produce la ebullición o vaporización del agua.También se le conoce como punto de saturación o de ebullición.

3.266 Tensión Superficial de los LíquidosCondición que existe en la superficie libre de un líquido por razones de fuerzasintermoleculares parecidas a las de una piel elástica bajo tensión.

3.267 TexturaEl termino textura incluye el conjunto de propiedades que describen lascaracterísticas de los individuos que componen una roca, sea esta sedimentaria,

ígnea o metamórfica. En el caso de las rocas sedimentarias las principalespropiedades texturales son: el tamaño, la forma y la disposición de los sedimentos.Este último se puede dividir en la fábrica de la roca, como el estudio de laorientación espacial de los sedimentos, y el empaquetamiento que consiste en elestudio de los contactos entre los sedimentos.

3.268 Tortuosidad Indicador de desviación entre un sistema físico real de poros y un sistema ideal detubos capilares.

3.269 Trampa Geológica

Es una estructura geológica en el subsuelo que permite la acumulación dehidrocarburos en un medio poroso y permeable (almacén), confinado por barrerasde permeabilidad al flujo de fluidos (sello) y se clasifican en Trampas Estructurales,Estratigráficas y Mixtas o Combinadas.

3.270 Unidad de ExplotaciónOrganización funcional que agrupa las áreas con características similares deProducción o Exploración. Es la mínima organización a nivel contable y para lasreservas.

3.271 Unidades de FlujoSon elementos representativos del volumen total del yacimiento en los cuales laspropiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos soninternamente consistentes y predeciblemente diferentes a las propiedades deotros volúmenes de rocas.

3.272 Unidad de NegocioOrganizaciones independientes, cuya misión es la Exploración, Explotación yProducción de las áreas de operación en Venezuela.








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3.273 Unidad Sedimentaria

Es la asociación de facies sedimentarias que coexisten en equilibrio.

3.274 UniversoEs la población o fuente de datos que se utiliza para realizar un estudio deprospección estadística.

3.275 VaciamientoTasa neta de cambio del volumen de fluidos dentro de un volumen de control.

3.276 Vapor Húmedo A la temperatura de saturación, el agua puede coexistir en estado líquido y enestado de vapor. Esta mezcla de vapor y de agua coexistentes a la temperatura desaturación se le denomina vapor húmedo.

3.277 Variable AleatoriaEs una variable que puede tomar un valor numérico dentro de un espectro devalores y de una manera que no puede ser determinada con exactitud, es decirdonde el azar determina la asignación de tales valores.

3.278 VarianzaEs una medida de dispersión o desviación de una distribución dada que describela variabilidad de la misma.

3.279 VariogramaEl variograma es una herramienta que se utiliza para caracterizar la variabilidad enel espacio de un parámetro específico y se define como la media aritmética detodos los cuadrados de las diferencias entre pares de valores experimentalesseparados una distancia h (Journel y Huijbregts, 1978), o lo que es lo mismo, lavarianza de los incrementos de la variable regionalizada en las localizaciones

separadas una distancia h. La función (h) se denomina semivariograma. 3.280 Viscosidad

Propiedad de un fluido, la cual representa o mide su resistencia al flujo. Es lamedida de la resistencia que ofrece un fluido a moverse. La medida común métricade la viscosidad absoluta es el Poise, que es definido como la fuerza necesariapara mover un centímetro cuadrado de área sobre una superficie paralela a lavelocidad de1 cm por segundo, con las superficies separadas por una películalubricante de 1 cm de espesor.








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3.281 Viscosidad del Petróleo (uo)

Es una medida de la resistencia interna al flujo que presenta el petróleo, comoresultante de los efectos combinados de las fuerzas de cohesión y la adherenciacon los materiales en contacto durante el flujo.

3.282 Viscosidad del Gas (ug) Es la resistencia al flujo que presenta el gas durante su producción y transporte.

3.283 YacimientoEs una formación rocosa en el subsuelo, porosa y permeable, que contiene unaacumulación natural de hidrocarburos movibles, en estado líquido o gaseoso, oambos, de volumen limitado, confinado por una roca impermeable, y se caracterizapor presentar un único sistema de presiones.

3.284 Zona SurpevisoriaOrganización operacional de producción que agrupa directamente a los pozos seapor segregación, estación de flujo, vecindad o cualquier otro parámetro referentea su operación.

4 BIBLIOGRAFÍA

B. C. Craft; M. F. Hawkins. Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos.Editorial Tecnos, Madrid. 1968.

Schlumberger_Geoquest; PDVSA. “Proyecto Unificación de Códigos yNomenclaturas”. Caracas. 1999–2001

http://pdm03.maraven.pdv.com/intraneteyp/mejorespract/codunif/index.html

Society of Petroleum Engineers (SPE); World Petroleum Council (WPC); American Association of Petroleum Geologists (AAPG). “Glossary of Terms Used inPetroleum Reserves/Resources Definitions”. USA 1997–2001.






Documents

Manual de estudios integrados de yacimientos