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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA DIVISION DE POSTGRADO FACULTAD DE INGENIERIA

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA

EVALUACIÓN DE LOS MÉTODOS EXISTENTES PARA CÁLCULO DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS EN LA DIVISIÓN OCCIDENTE

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA

Autor: Ing. Edgar Alfonso Plaza Torres Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino

Maracaibo, mayo de 2009

Plaza Torres, Edgar Alfonso. “Evaluación de los métodos existentes para el cálculo de las reservas de petróleo y gas en la División Occidente”. (2009). Trabajo de Grado. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo-Venezuela. 195 . Tutor. Giuseppe Malandrino.

RESUMEN Las reservas constituyen para el Estado Venezolano el fundamento de los planes de desarrollo. El importante ingreso fiscal por concepto de renta petrolera hace de las reservas un asunto de seguridad de estado. De allí la necesidad de profundizar y difundir el conocimiento de esta materia. El trabajo de investigación revisa a profundidad las dos grandes áreas del conocimiento en materia de reservas: El cálculo de evaluación de reservas y el manejo administrativo de las mismas. Se enfatiza en la estimación del factor de recobro como parámetro fundamental para la cuantificación de las reservas recuperables. Dada la relevancia de la estimación del factor de recobro se analizan los factores publicados en el Libro de Reservas. Una vez analizados, son corregidos utilizando diversos métodos disponibles en la literatura. Con los valores corregidos, se generan estadísticas que permitirán estimar el factor con gran precisión, evitando asumir valores incoherentes. Adicionalmente, se incluye un capitulo con artículos técnicos que constituyen avances tecnológicos en materia de reservas. El cálculo de reservas en yacimientos naturalmente fracturados también ha sido incluido así como también la estimación del factor de recobro en procesos de recuperación secundaria. Se concluye que los parámetros determinantes en el cálculo de reservas son: viscosidad del crudo, mecanismo de producción y ambiente sedimentario. Se concluye también que las estadísticas generadas serán de gran utilidad como herramienta para estimar el factor de recobro en aplicaciones futuras. Se recomienda difundir el trabajo de investigación y oficializar los factores de recobro una vez validados por cada de las Unidades de Explotación. El impacto de la revisión de los factores de recobro sobre las reservas de Occidente. Palabras Clave: Evaluación de los Métodos de Reserva, Factor de Recobro, Análisis Estadístico E-mail.com: [email protected]

mailto:[email protected]

Plaza Torres, Edgar Alfonso. “Evaluation of the existent methods for calculation of the reservations of petroleum and gas in the Division Occident”. (2009). Trabajo de Grado. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo-Venezuela. 195 . Tutor. Giuseppe Malandrino.

ABSTRACT

He reserves constitute for the Venezuelan State the base of the development plans. The important fiscal entrance by concept of oil rent makes of the reserves a subject of state security. For these reason the necessity to deepen and to spread the knowledge of this matter. The work of investigation reviews to depth the two great areas of the knowledge in the matter of reserves: The calculation of reserves and the administrative handling of the same ones. It is emphasized in the estimation of the factor of recovery like fundamental parameter for the quantification of the recoverable reserves. Given the relevance of the estimation of the recovery factor, the factors published in Reserves Book are analyzed. Once analyzed, they are corrected using diverse methods available in the literature. With the corrected values, statistics are generated that will allow to consider the factor with high accuracy, having avoided to assume incoherent values. Additionally, it is included I capitulate with technical articles that constitute technological advances in the matter of reserves. The calculation of reserves in deposits naturally fractured also has been including as well as the estimation of the factor of recovery in processes of secondary recovery. One concludes that the determining parameters in the calculation of reserves are: oil viscosity, mechanism of production and sedimentary environ. One also concludes that the generated statistics will be very useful like tool to consider the factor of recovery in future applications. It is recommended to spread the work of investigation and to make official the factors of recovery once validated by each of the Units of Operation. The impact of the revision of the factors of recovery on the reserves of PDVSA Western also is recommended like a continuation of the present investigation.

Key Word: Methods Evaluation of Reserves, Factor of Recovery, Statistics Analysis. Author^s e-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

DEDICATORIA

Dedico mis éxitos y triunfos profesionales a una persona muy especial que hoy

en día no está conmigo, pero que siempre estuvo presente en mi formación como

persona y profesional, a ti Dr. Ramón Almarza dedico este logro, y en especial a mi

tutor Profesor Giuseppe Malandrino por compartir sus experiencias, con paciencia.

A mi Padre que hoy no está conmigo pero siempre estará en mi corazón por su

ejemplar legado.

A mi querida madre y hermanos, por su ejemplo de lucha, constancia y su fe en

Dios.

A mi esposa Bienvenida, mis hijos Davian Alfonso, Ronny Alfonso y Oscar

Alfonso, por ser mi motivación y fuerza espiritual.

A mis amigos de trabajo que contribuyeron con su apoyo y compartir

experiencias, y en especial nuestro Gerente por exhortarnos a seguir desarrollándonos

como buenos profesionales.

A todos los profesores del Postgrado de Ingeniería y personal administrativo y

especial el Jurado.

“QUE JESUCRISTO NOS ILUMINE A TODOS…

Ing. Edgar Plaza…”

ÍNDICE GENERAL

Página

RESUMEN ............................................................................................................. 3 ABSTRACT ............................................................................................................ 4 DEDICATORIA ....................................................................................................... 5 INDICE GENERAL .................................................................................................. 6 INDICE DE FIGURAS ............................................................................................. 8

INDICE DE TABLAS ............................................................................................... 10

INDICE DE ESTADÍSTICAS ................................................................................... 15

ABREVIATURAS. .................................................................................................... 17

INTRODUCCIÓN. ................................................................................................... 18

CAPITULO I. EL PROBLEMA Planteamiento del problema. ................................................................................... 20 Objetivos de la investigación. .................................................................................. 21 Objetivo general. .................................................................................................... 21 Objetivos específicos. ............................................................................................. 21 Justificación de la investigación. ............................................................................. 22 Alcance de la investigación. .................................................................................... 23 Delimitación de la investigación. ............................................................................. 23

CAPITULO II. MARCO TEORICO Antecedentes de la investigación ............................................................................ 25 Fundamentos teóricos. ............................................................................................ 40 Recursos del hidrocarburo y su clasificación........................................................... 40 Recursos por descubrir. .......................................................................................... 41 Recursos descubiertos. ........................................................................................... 42 Reservas, definición y clasificación. ....................................................................... 43 Yacimientos, definición y clasificación. ................................................................... 48 Métodos para el cálculo de reservas (Determinísticos y probabilísticos). ............... 54 Método para el calculo de reservas desarrolladas elaborado por PDVSA. ............. 66 Factor de recobro. .................................................................................................. 69 Factores que afectan la estimación de las reservas. .............................................. 74 Recuperación secundaria. ...................................................................................... 75 Recuperación suplementaria. .................................................................................. 75 Petróleo original en sitio (POES). ............................................................................ 75 Gas original en sitio (GOES). .................................................................................. 75 Condensado original en sitio (COES). ..................................................................... 75

CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO Metodología de la investigación. ............................................................................. 76 Tipo de investigación. .............................................................................................. 76 Población y muestra. ............................................................................................... 77 Procedimientos utilizados en la investigación. ....................................................... 77

Página CAPITULO IV. AVANCES TECNOLÓGICOS Avances tecnológicos en la estimación de reservas. .............................................. 80 Avances tecnológicos en la estimación del factor de recobro. ................................ 94 Avances tecnológicos para el cálculo de reservas en recuperación secundaria. .... 110 CAPITULO V. ANALISIS DE RESULTADOS Análisis estadístico de los factores de recobro de la Cuenca del Lago de Maracaibo. 133 Marco geológico regional. ....................................................................................... 137 Cuenca de Maracaibo. ............................................................................................ 137 Evolución tectónica y sedimentaria de la Cuenca de Maracaibo. ........................... 140 Limites estructurales de la Cuenca de Maracaibo. .................................................. 150 Estratigrafía regional de la Cuenca de Maracaibo. ................................................. 151 Revisión de los factores de recobro. ....................................................................... 153 Resumen estadístico. .............................................................................................. 188

CONCLUSIONES ................................................................................................... 191 RECOMENDACIONES ........................................................................................... 193 BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................... 194

INDICE DE FIGURAS

Figura Página

1 Clasificación de los Recursos de Hidrocarburo ....................................... . 41

2 Recobro de Hidrocarburo V`s Presión del yacimiento. ............................ 52

3 Mapa Isópaco de arena neta ................................................................... 57

4 Plano Areal. ............................................................................................. 67

5 Tasa de Producción V`s Producción Acumulada. .................................... 70

6 La curva del diagrama de Cole formada en función de la fuerza del

acuífero. ................................................................................................... 84

7 Grafico de producción V`s P/Z simulado con dos (2) celdas de Gas. ...... 88

8 Grafico de Cole original y modificado de la simulación de dos celdas de

Gas. ......................................................................................................... 89

9 Diagrama del acuífero tipo pote para la simulación de dos (2) celdas de

Gas. ......................................................................................................... 92

10 Factor de Recobro en función de la Viscosidad del Crudo para varios

cortes de Agua. ........................................................................................ 95

11 Comparación de los valores observados V`s los computarizados del

Ultimo Recobro con Mec. De Producción Empuje Hidráulico. ................. 99

12 Comparación de los valores observados V`s los computarizados del

Ultimo Recobro con Mec. De Producción Gas en Solución. .................... 103

13 Distribución acumulativa de la Eficiencia de Recobro para cuarto (4)

Mec. De Producción. ............................................................................... 104

14 Monograma para la Estimación del Factor de Recobro en Yacimientos

con Mec. De Producción Empuje Hidráulico y Areniscas poco

consolidadas. .......................................................................................... 106

15 Monograma para la Estimación del Factor de Recobro en Yacimientos

con Mec. de Producción Gas en Solución y Areniscas poco consolidadas

(después del punto de Burbuja). .............................................................. 108

16 Efecto de la razón de Movilidad sobre la Eficiencia de barrido areal,

antes de la ruptura para un arreglo de Cinco (5) pozos. .......................... 112

17 Efecto de la zona depletada sobre el barrido areal por Agua. ................ 113

18 Sin barrido con fractura en dirección desfavorable. ................................. 117

19 Efecto de la Permeabilidad direccional sobre la eficiencia de barrido. .... 123

Figura Página

20 Efecto de la Estratificación de la Permeabilidad sobre el volumen

contactado por fluido desplazante. .......................................................... 125

21 Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de Maracaibo. .......... 135

22 Columna estratigráfica detallada del Lago de Maracaibo. ....................... 136

23 Ubicación de la Cuenca de Maracaibo. ................................................... 138

24 Sección Oeste-Este de la Cuenca de Maracaibo. .................................. 139

25 Sección Paleogeográfico del Triasico-Jurásico en Venezuela Occidental 141

26 Mapa Paleogoegráfico del Barremiense en Venezuela Occidental. ........ 141

27 Calizas Bioclásticas correspondientes a la Formación Maraca. .............. 142

28 Mapa Paleogoegráfico del Aptiense-Albiense en Venezuela Occidental. 143

29 Mapa Paleogoegráfico Cenomaniense-Santoniense ............................... 144

30 Mapa Paleogoegráfico del Maestrichtiense en Venezuela Occidental. ... 144

31 Provincia desarrollada durante el Paleoceno. .......................................... 146

32 Mapa Paleogoegráfico del Eoceno temprano y medio en Venezuela

Occidental. ............................................................................................... 147

33 Mapa Paleogoegráfico del Oligoceno en Venezuela Occidental. ............ 148

34 Mapa Paleogoegráfico del Mioceno Mediano-Tardío en Venezuela

Occidental. ............................................................................................... 148

35 Mapa Paleogoegráfico del Plioceno en Venezuela Occidental. ............... 149

36 Limites estructurales de la Cuenca de Maracaibo. .................................. 150

37 Distribución Estadística de los factores de Recobro Oficiales de los

yacimientos sometidos a estudio (Pre-Análisis). ...................................... 188

38 Distribución Estadística de los factores de Recobro Revisados de los

yacimientos sometidos a estudio (Post-Análisis). .................................... 189

INDICE DE TABLAS

Tabla Página

1 Curva de Declinación Hiperbólica. ............................................................ 62

2 Historia de la simulación de dos (2) celdas de Gas. ................................. 88

3 Resultado del Balance de Materiales sobre el modelo de simulación de

dos (2) celdas de Gas. ............................................................................. 92 4 Índices de empujes después de cinco (5) años. Modelos de simulación de dos (2) celdas de Gas. ........................................................................ 93 5 Índices de empujes después de diez (10) años. Modelos de simulación de dos (2) celdas de Gas. ........................................................................ 93 6 Factor de Recobro de acuerdo a la Viscosidad del crudo y según el tipo de Recuperación. ..................................................................................... 96 7 Historias de 72 casos con Empujes de Agua. .......................................... 102 8 Historias de 80 casos con Empujes por Gas en Solución. ....................... 102 9 Valores promedio en un sistema de cuatro (4) capas. ............................ 130 10 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Isnotu). ...................................................................... 153 11 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Isnotu). ...................................................................... 154 12 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Lagunillas Miembro Bachaquero). ............................. 155 13 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Lagunillas Miembro Bachaquero). ............................. 155 14 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Lagunillas Miembro Laguna). .................................... 156 15 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Lagunillas Miembro Laguna). .................................... 156 16 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Lagunillas Miembro Lagunillas INF). ......................... 157 17 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Lagunillas Miembro Lagunillas INF.). ........................ 157

Tabla Página

18 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación La Rosa Miembro Sta. Bárbara). ............................... 158 19 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación La Rosa Miembro Sta. Bárbara). ............................... 158 20 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Época Oligoceno Formación Icotea). .......................................... 159 21 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Época Oligoceno Formación Icotea). .......................................... 160 22 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Paují). ........................................................................ 160 23 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Paují). ........................................................................ 161 24 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Carbonera). ............................................................... 161 25 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Carbonera). ............................................................... 162 26 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Misoa). ...................................................................... 162 27 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Misoa). ...................................................................... 163 28 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Formación Mirador). .................................................................... 163 29 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Formación Mirador). .................................................................... 164 30 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-Superior). ....................................................................... 164 31 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-Superior). ....................................................................... 165 32 Reservas Recuperables revisadas de los yacimientos de las Arenas B-superior. Cifras en Mbls. ....................................................................... 166 33 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-1). .................................................................................. 167

Tablas Página

34 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-1). .................................................................................. 167 35 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-2). .................................................................................. 168 36 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-2). .................................................................................. 168 37 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-3). .................................................................................. 169 38 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-3). .................................................................................. 169 39 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-4). .................................................................................. 170 40 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-4). .................................................................................. 170 41 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-5). .................................................................................. 171 42 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-5) . ................................................................................. 172 43 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-6). .................................................................................. 172 44 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-6). .................................................................................. 172 45 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-7). .................................................................................. 173 46 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-7) ................................................................................... 173 47 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-8). .................................................................................. 174 48 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-8). .................................................................................. 174 49 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-9). .................................................................................. 175

Tabla Página

50 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-9). .................................................................................. 175

51 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena B-INF). .............................................................................. 176

52 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-INF). .............................................................................. 177

53 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre-Análisis Arena B-Eoceno). ..................................................................................... 177

54 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena B-Eoceno). ........................................................................ 178

55 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-Superior). ...................................................................... 178

56 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-Superior). ...................................................................... 179

57 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-1). .................................................................................. 179

58 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-1). .................................................................................. 180







65 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-5). ................................................................................... 184

Tabla Página

66 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-5). ................................................................................... 184


68 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-6). ................................................................................... 185


70 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-7) .................................................................................... . 186 71 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-INF). ................................................................................ 187

72 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-INF). ................................................................................ 187

73 Resumen Estadístico de los Factores de Recobro de los Yacimientos

Analizados. ................................................................................................ 189

INDICE DE ESTADÍSTICAS

Estadística Página

1 Factores de Recobro Revisados, Formación Isnotu. .................... 153

2 Factores de Recobro Revisados, Formación Lagunillas, Miembro Bachaquero. .................................................................................. 155

3 Factores de Recobro Revisados, Formación Lagunillas, Miembro Laguna. ......................................................................................... 156

4 Factores de Recobro Revisados, Formación Lagunillas, Miembro Lagunillas Inferior. ......................................................................... 157

5 Factores de Recobro Revisados, Formación La Rosa, Miembro, Santa Bárbara. ............................................................................. 159

6 Factores de Recobro Revisados, Formación Icotea. .................... 160

7 Factores de Recobro Revisados, Formación Paují. ...................... 161

8 Factores de Recobro Revisados, Formación Carbonera. ............. 161

9 Factores de Recobro Revisados, Formación Misoa. .................... 163

10 Factores de Recobro Revisados, Formación Mirador. .................. 164

11 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-Superior.................... 165

12 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-1. .............................. 167





Estadística Página


18 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-7. .............................. 173 19 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-8. .............................. 174


21 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-Inferior. ..................... 175

22 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-Eoceno. .................... 177

23 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-Superior. .................. 178

24 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-1. .............................. 179





29 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-6. .............................. 184 30 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-7 ............................... . 185 31 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-Inferior. ..................... 186

LISTA DE ABREVIATURAS

PDVSA Petróleos de Venezuela S.A.

POES Petróleo Original en Sitio.

GOES Gas Original en Sitio.

COES Condensado Original en Sitio.

GOES Gas Condensado Original en Sitio.

FR Factor de Recobro.

01 Empuje por Gas en Solución.

02 Empuje por Expansión Casquetes de Gas.

03 Empuje Hidráulico

04 Segregación Gravitacional.

05 Empuje por Compactación.

06 Empuje por Inyección de Agua.

07 Empuje por Inyección de Gas.

08 Empuje por Inyección Continua de Vapor de Agua.

09 Empuje por Inyección Alternada de Vapor de Agua.

C Condensado Asociado con el Petróleo.

D Desplazamiento Miscible.

G Condensado no Asociado con el Petróleo.

N Mecanismo no Determinado.

S Combustión “In Situ”.

INTRODUCCIÓN

Las Reservas de Hidrocarburos representan el gran activo del Estado Venezolano

sobre el cual se fundamenta el plan de desarrollo del país. El ingreso al fisco de la renta

petrolera sustenta en gran medida las grandes inversiones de la nación. Con certeza

puede afirmarse que constituyen un asunto de Seguridad de Estado. Cualquier esfuerzo

que se realice para obtener una cuantificación precisa de estas reservas estará

totalmente justificado. Desafortunadamente, en el pasado muy pocos fueron los

esfuerzos que se hicieron en esta materia.

El presente trabajo tiene como objetivo analizar los métodos existentes en la

literatura para cálculo de las reservas de petróleo, gas y condensado. Pretende

convertirse en una guía práctica para el cálculo de reservas.

Las reservas abarcan dos grandes áreas del conocimiento: El conocimiento

técnico y el manejo administrativo de las mismas. El conocimiento técnico se refiere al

cálculo de reservas, más específicamente se refiere a los diferentes métodos

desarrollados para estimar reservas. El manejo administrativo de las reservas lo

conforman: La clasificación oficial de reservas, sometimientos ante el Ministerio del

Poder Popular para la Energía y Petróleo (MPPEP) y la normativa establecida por el

MPPEP para la elaboración de mapas, simbología de pozos, etc.

La presente investigación recoge los diferentes métodos desarrollados para el

cálculo de reservas. Describe además la clasificación oficial de las reservas.

El método volumétrico constituye el método de uso más frecuente para el cálculo

de reservas. Incluye la estimación del factor de recobro para calcular las reservas

recuperables.

La estimación de este factor más que ciencia representa un arte, puesto que no

existe una fórmula exacta para estimarlo.

Gran parte de la investigación ha sido dedicada a este factor. Se intentó

inicialmente generar estadísticas que pudieran ser utilizadas para la estimación del

18

factor de recobro, sin embargo la presencia de múltiples incoherencias en los factores

registrados en el Libro de Reservas, obligó a revisar estos factores antes de generar las

estadísticas. Un Número de yacimientos fueron revisados. Finalmente, se generaron

estadísticas con valores mucho más confiables que serán de mucha utilidad para la

estimación del factor de recobro en futuras oportunidades. Adicionalmente, la revisión

de los factores deberá conducir a un nuevo cálculo de las Reservas Recuperables de

PDVSA Occidente, cuyo impacto sea muy positivo.

Se realizó un gran esfuerzo en la búsqueda de literatura a nivel mundial sobre

investigaciones y adelantos tecnológicos en materia de cálculos de reservas. Los

artículos técnicos de mayor relevancia fueron seleccionados e incluidos en el capítulo

IV. Se enfatizó en el cálculo de reservas en yacimientos naturalmente fracturados, en

los cuales el método volumétrico debe ser aplicado con extremo cuidado.

El recobro en proyectos de recuperación secundaria también es incluido en la

investigación.

19

CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1. Planteamiento del Problema

El cálculo de reservas representa un área muy especializada de la ingeniería de

yacimientos. Puede ser considerada como toda una ciencia, puesto que involucra

conocimientos de varias disciplinas: geofísica, geología, ingeniería de petróleo,

matemáticas y estadísticas, entre otras.

La exploración y producción de hidrocarburos constituyen las actividades

medulares de Petróleos de Venezuela S.A., consecuentemente, las reservas de

hidrocarburos constituyen el gran activo de la corporación que garantizan su

permanencia en el tiempo. Tal es la relevancia de las reservas que el plan estratégico

de PDVSA tiene como primer objetivo la certificación de reservas.

Los planes de desarrollo de la industria petrolera venezolana se elaboran en

función de las reservas. Se definen una serie de parámetros para cada yacimiento y se

establece un criterio de prioridades para cada uno de estos parámetros:

Agotamiento del yacimiento.

Relación producción / reservas.

Gravedad del crudo.

Eficiencia de la inversión.

Productividad del yacimiento.

Estos elementos constituyen la base de la planificación corporativa, de los cuales

se obtiene el plan de inversiones. En resumen, esto constituye la administración

eficiente de las reservas. Adicionalmente, existe toda una normativa legal que rige los

sometimientos de reservas al ente oficial competente: Ministerio del Poder Popular para

la Energía y Petróleo. Esta normativa debe manejarse con mayor fluidez.

20

La estimación de reservas consiste en la determinación y cálculo del volumen

recuperable de petróleo, gas y/o condensado de los yacimientos. La solución de estos

problemas se hace difícil debido a la imposibilidad física de una evaluación tangible, ya

que los yacimientos están ubicados físicamente en profundidades variadas en los

subsuelos y solamente se dispone de información de ciertos puntos donde los

yacimientos son atravesados por pozos.

Se requiere un alto grado de experticia para estimar reservas de manera confiable.

Varios son los factores que determinan el recobro final de un yacimiento. Por lo tanto,

las reservas no pueden ser medidas directamente, sino que tienen que ser estimadas a

partir de otras variables.

Existe una diversidad de criterios sobre definición, clasificación y métodos de

cálculos de reservas. Por ende, las empresas petroleras tienen que adoptar criterios,

normas y las metodologías que sirvan de base para poder garantizar una uniformidad

en estimaciones de reservas en sus diferentes áreas y campos.

Finalmente, el valor de una corporación petrolera se cuantifica por sus reservas,

de allí su altísima relevancia.

1.2. Objetivos de la Investigación

1.2.1. Objetivo General

Analizar los métodos existentes para cálculo de las reservas de petróleo, gas y

condensado.

1.2.2. Objetivos Específicos

Revisar la normativa legal vigente sobre cálculos y clasificación de reservas

establecida por el Ministerio de Energía y Petróleo (MPPEP).

Describir los métodos deterministicos y probabilísticas utilizados para cálculos de

reservas, enfatizando en las estimaciones del factor de recobro y describir el método

para estimaciones de “Reservas Desarrolladas” elaborado recientemente, por PDVSA.

21

Investigar acerca de los avances tecnológicos en Cálculo de Reservas.

Validar, estadísticamente, los factores de recobro utilizados por PDVSA para

cada una de las Formaciones Productoras de PDVSA Occidente.

1.3. Justificación de la Investigación

Para el estado venezolano, las reservas representan la garantía del ingreso fiscal

con el cual se sustenta en gran medida, el plan de desarrollo del país.

El Cálculo de Reservas tiene dos elementos fundamentales: el cálculo del Petróleo

Original en Sitio (POES) y la estimación del factor de recobro. El primero es un cálculo

objetivo, es decir, se basa en el conocimiento de parámetros físicos tangibles: área del

yacimiento, espesor de la arena, porosidad, etc. Todos estos parámetros se obtienen de

la información geológica y petrofísica del yacimiento. El segundo elemento, es el factor

de recobro, es un valor asumido, subjetivo, dependiente de una serie de parámetros no

cuantificables: ambiente sedimentario, mecanismo de producción, heterogeneidad del

yacimiento, entre otros. Ya que resulta un tanto difícil estimar dicho factor, se incluye un

análisis estadístico de los factores de recobro de PDVSA Occidente. Este análisis

permitirá determinar la tendencia o rangos más probables del factor de recobro para

cada uno de los miembros o arenas productoras de PDVSA Occidente. Esto servirá de

guía o patrón para estimar dicho factor.

El cálculo de reservas varía atendiendo a la edad del yacimiento. Al inicio de la

explotación, cuando se dispone de poca información geológica y petrofísica los cálculos

de reservas son menos precisos. En la medida que se avanza en la explotación, se

obtiene mayor información que contribuye significativamente al cálculo. Adicionalmente,

se dispone de un historial de producción a la cual pudiera aplicarse los métodos de

Curva de Declinación, Balance de Materiales y Simulación de Yacimientos. Esta

variedad de métodos implica todo un cúmulo de conocimientos y alto nivel de experticia.

Este trabajo tiene como justificación principal servir como Manual de Consulta o

Guía Práctica en los Cálculos de Reservas y de este modo contribuir con una mayor

22

confiabilidad en el cálculo de las mismas, teniendo en cuenta que la información se

encuentra dispersa en manuales, informes técnicos, publicaciones de congresos,

artículos de revistas, libros de textos, entre otros.

1.4. Alcance de la Investigación

Esta investigación trae consigo la necesidad de condensar en un solo trabajo lo

que se ha escrito en la literatura sobre el tema, así como la metodología y

procedimientos utilizados por los evaluadores de las reservas en las empresas

petroleras. Habrá de discutirse, ante todo, la normativa legal en materia de clasificación

y cálculo de reservas, establecida por el Ministerio de Energía y Petróleo. Cabe

destacar que esta normativa es de obligatorio cumplimiento para las operadoras

petroleras en Venezuela. Adicionalmente, deberá analizarse, estadísticamente, los

factores de recobro asumidos por PDVSA para cada una las formaciones productoras

de PDVSA Occidente. Este análisis deberá conducir a la definición del rango más

probable de factor de recobro para cada formación.

Los yacimientos naturalmente fracturados deberán ser analizados por separado,

debido a que estos producen mayoritariamente de las fracturas y no de la porosidad

primaria, de allí que las formulas para cálculo volumétrico tienen poca aplicación en

este tipo de yacimientos.

El resultado final deberá ser un texto donde se compendia el estado del arte en

materia de cálculos de reservas.

1.5. Delimitación de la Investigación

Existen varias razones que impiden delimitar a priori el trabajo. Entre estas

razones destacan:

Se desea disponer de una recopilación lo más completa posible, de allí que se

deberá considerar la mayor cantidad posible de escenarios: Cálculos Convencionales,

No Convencionales, Métodos Estadísticos, Reservas Primarias, Reservas Secundarias,

entre otros.

23

Se desconocen los avances tecnológicos en materia de Cálculos de Reservas.

Será objetivo del trabajo investigar estos avances.

Se establece como limitación el tiempo establecido por la empresa a los

investigadores para realizar el trabajo: 4 meses, contados a partir del Diciembre del

2008.

1.5.1. Limitación

El análisis estadístico de los factores de recobro queda limitado a las áreas

asignadas a PDVSA Occidente: Cuenca de Maracaibo y Cuenca de Falcón, por dos

razones fundamentales:

Solo se tiene acceso a la información de los factores de recobro de áreas

asignadas a PDVSA occidente.

Analizar todos los yacimientos del país llevaría años, pues solo la región oriental

dispone de más de 20.000 yacimientos.

Se excluyeron los yacimientos naturalmente fracturados pertenecientes a la

División PDVSA Occidente, debido a la falta de información disponible y al estudio

complejo que requieren estos yacimientos.

24

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Antecedentes de la Investigación

Para la investigación planteada, se efectuó la revisión documental que permitiese

conocer todos los trabajos relacionados con el área en estudio. El resultado obtenido

indica que a la fecha se han realizado una serie de trabajos e investigaciones, que van

desde el año 1935 fecha en la cual se hicieron las primeras estimaciones de reservas,

cuando las reservas probadas de crudos ascendían a los 2500 millones de barriles.

Años más tarde, en 1944, se hizo otra estimación que arrojó como resultado la cifra de

5.761 millones de barriles. A partir de ese año, las estadísticas de reservas probadas se

publican regularmente cada año.

La estimación de reservas se rige por conceptos y criterios, que a lo largo del

tiempo han sufrido modificaciones y mejoras debido a los avances tecnológicos, que

han permitido establecer nuevas metodología con mayor certeza en la evaluación de las

reservas. Los estudios previos a esta investigación se fundamentan en artículos

técnicos elaborados y publicados por la Sociedad de Ingenieros de petróleos (SPE),

Ministerios de Energía y Petróleo, Instituto Americano del Petróleo (API) y Trabajos

Especiales de Grado.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 83470, Kewen Li, y Roland N.

Horne, (2003) “Modelo de Análisis de Curvas Declinación basado en mecanismos de

flujo de fluidos”. Los modelos del análisis de la Curva de Declinación se utilizan con

frecuencia, pero todavía tienen muchas limitaciones. Las aproximaciones del análisis de

la Curva de Declinación usada para los yacimientos naturalmente fracturados y que han

sido convertido en inyectores de agua han sido pocos. Con este fin, un modelo del

análisis de la curva de declinación basado en los mecanismos de flujo de fluidos, fue

propuesto y utilizado para analizar los datos de la producción petrolífera de los

yacimientos naturalmente fracturados desarrollados por la inyección de agua. La

presión capilar y la permeabilidad relativa fueron incluidas en este modelo. El modelo

25

revela una relación lineal entre la tasa de producción de petróleo y el inverso de la

recuperación de petróleo o la producción petrolífera acumulada. El modelo es aplicado

a los datos de producción petrolífera de diversos tipos de yacimientos, según lo previsto

por el modelo, especialmente en el último período de la producción. Los valores de la

recuperación máxima de petróleo para los yacimientos del ejemplo fueron evaluados

usando los parámetros determinados de la relación lineal.

Los resultados demostraron que el modelo analítico del análisis de la declinación

es no solamente conveniente para los yacimientos naturalmente fracturados

desarrollados por inyección de agua sino también para otros tipos de yacimientos con

inyección de agua. Un modelo analítico de la recuperación de petróleo también fue

propuesto. Los resultados demostraron que el modelo analítico podría emparejar los

datos de la producción petrolífera satisfactoriamente. También demostró que el tipo no

lineal usado frecuentemente en curvas se podría transformar a las relaciones lineales

en un diagrama del registro. Esto puede facilitar el análisis de la declinación de la

producción.

PDVSA, Documento Técnico, Ángel H. Villasmil B., Gilmer Cuevas. (2001) “Efecto

de los Métodos de cálculo en la estimación de Reservas, (Factor de Recobro)”. Las

reservas de hidrocarburos y el potencial de producción, constituyen el principal activo

de la industria petrolera, de allí radica la importancia de realizar el mejor estimado

posible de ellas, a fin de establecer planes de desarrollo exitosos, basados en una

explotación racional, eficiente y rentable de los hidrocarburos. La cuantificación y

clasificación de los estimados de reservas es un proceso desarrollado bajo condiciones

de incertidumbres y confiabilidad. Depende directamente de la calidad y cantidad de la

data disponible, así como de la integridad y preparación de los involucrados en el

proceso. Este trabajo revisa los métodos actualmente usados para la estimación de las

reservas de hidrocarburos y discute sus principios básicos.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 62882, J. L. Pletcher. (2000)

“Mejoras en los yacimientos por Métodos de Balance de Materiales”. La experiencia con

un número de pruebas de simulación y Balance Material en el campo, han revelado

algunos procedimientos que se pueden utilizar para mejorar el análisis de los

26

yacimientos de petróleo y de gas. La imposibilidad de explicar un empuje hidráulico

débil puede dar lugar a errores en el balance de materiales que no son despreciables.

La aserción de los autores anteriores, dice que un empuje hidráulico débil exhibe una

pendiente negativa como se ha confirmado en el diagrama de Cole (gas) y en el

diagrama de Campbell (petróleo). Un empuje hidráulico débil se detecta en estos

diagramas mucho más inequívoco que en otros diagramas comunes tales como el

diagrama de Z/P para el gas.

Una versión modificada del diagrama de Cole, se propone para explicar la

compresibilidad de la formación. Los índices de empuje del yacimiento, son una

herramienta útil para determinar la corrección de la solución del balance de materiales

porque deben sumar 1.0. Los índices de empuje nunca se deben normalizar para sumar

a 1.0 porque éste obscurece su utilidad y conduce a un sentido falso de seguridad. Se

propone una versión modificada del diagrama de Roach (para el gas) que mejora la

interpretación en algunas situaciones por empuje de agua. El Balance de Materiales no

ha sido substituido por la simulación de yacimiento, es complementario a la simulación y

puede aportar elementos valiosos al comportamiento del yacimiento que no se pueden

obtener por simulación exclusivamente.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 13946 Forrest A. Garb. (1985)

“Clasificación, Valoración y Evaluación de Reservas de Petróleo y Gas”. La necesidad

de un sistema universal de la clasificación y de nomenclatura para las reservas de

petróleo, ha sido reconocida por diversas sociedades técnicas, organizaciones

profesionales, agencias gubernamentales y la industria petrolera. A pesar de la

necesidad de una estandarización de definiciones y de conceptos, las diferencias en

definiciones continúan nublando el significado absoluto de las definiciones de la reserva

publicadas por las sociedades técnicas y los cuerpos reguladores. Las sociedades han

encargado a grupos de estudio para recomendar un sistema de clasificación, sin

embargo, un sistema universal aceptable a todos los peritos y usuarios no se ha

obtenido aun. Un grupo de estudio establecido en el año 1980, constituido por

representantes de los países productores del petróleo, recomendaron un sistema de

definiciones y de clasificaciones de reservas.

27

Una comisión mixta de SPE, de AAPG, y de la API desarrollaron un sistema de

definiciones y un glosario de términos en 1981. Estas definiciones, consideradas

constantes con la gama de organizaciones de Estados Unidos y definiciones de la

Comisión de Seguridad de intercambio (SEC), se presentan aquí junto con los

comentarios del autor sobre su uso. Las reservas probadas de petróleo crudo, de

condensado, de gas natural, o de los líquidos del gas natural son cantidades estimadas

en una fecha específica, fundamentadas en datos geológicos y de ingeniería, los cuales

demuestran con una certeza razonable que serán recuperables en el futuro de

yacimientos conocidos, bajo las condiciones económicas existentes.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 13776. P.J. Smith, l and J.W.

Buckee. (1985.) “Cálculo en sitio de hidrocarburos recuperables: Una comparación de

métodos alternativos”. La transición del proyecto de campo a desarrollar, está marcada

por la adquisición de información y la resultante disminución de la duda en las variables

relacionadas con hidrocarburos en sito y recuperables. Esta información le permite al

ingeniero de reservas hacer bases más precisas sobre el potencial económico definitivo

del campo, utilizando modelos de reservas para predecir la producción futura. Sin

embargo, en la fase inicial del proyecto, antes de que se perforen los pozos, la

información está basada usualmente en la analogía de los yacimientos, interpretaciones

geológicas y la “intuición” para valores probables de volumen, porosidad, saturación de

hidrocarburos, entre otros. Un componente importante en la determinación del riesgo

económico de un proyecto antes de su ejecución es el cálculo de las reservas en el sitio

y recuperables y su margen de duda asociado.

Este cálculo recauda la multiplicación de las probabilidades de distribución de

volumen, porosidad, grosor de área de la arena neta petrolífera, entre otros. Para

formar la probabilidad de distribución de reservas. Se han utilizado 2 (dos) métodos

para este cálculo: Método Probabilística y Método de Montecarlo.

En el método Probabilística las distribuciones de los componentes son

combinadas analíticamente para dar medidas de promedio y niveles de confianza en las

reservas, mientras que en el Método de Montecarlo la distribución de los componentes

es un muestreo aleatorio para construir la distribución de las reservas. En este reporte

28

se direcciona dicha área y se muestran como los errores en ambos métodos pueden ser

reducidos. Adicionalmente, se sugiere un nuevo método que considere las fortalezas de

ambos métodos en un algoritmo flexible para cálculos de reservas.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 258 “Estimación de Reservas

Secundarias”. (1962) La estimación de reservas secundarias, desafortunadamente no

puede estar reducida a algo simple o procedimientos estándares, donde todos los

factores o partes están automáticamente especificados una vez que un proceso fue

seleccionado. En este Estudio se discutió los procedimientos generales y los mejores

factores para considerar la estimación de reservas secundarias. En la discusión de los

resultados, se observa que la reducción de los procesos de determinación de reservas

secundarias para una sola ecuación es imposible. De hecho, cualquier valor de reserva

secundaria puede estar asignado a un yacimiento y limitado para algunos de los varios

y mejores procesos de inyección a condiciones iniciales de yacimiento. Los ingenieros

pueden usar cuatro factores para reducir el número de los procesos de inyección

disponibles a estudio. Los primeros cuatro factores y su apropiada secuencia de

investigación son:

1. Gravedad API del crudo

2. Profundidad del yacimiento

3. Presión presente en el yacimiento

4. Disponibilidad del fluido de inyección requerido

Por ejemplo, un crudo con 30º API, una profundidad de 6.000 pies con una presión

de 1.000 Lpc, reduciría la posibilidad a un proceso de inyección de agua o gas. Una vez

que los tipos de procesos puedan ser utilizados se ha determinado que necesariamente

se investigue el efecto de la viscosidad y la saturación inicial del fluido sobre la

eficiencia de desplazamiento y el efecto de la permeabilidad en las operaciones

económicas. Un procedimiento general de la evaluación pudo ser:

1. Determinar el funcionamiento primario del yacimiento.

2. Determinar los tipos de patrones de inyección que son factibles utilizando los

pozos existentes y evitar nuevas operaciones y perforaciones.

29

3. Determine los valores de eficiencia de desplazamiento para los varios procesos

como una función del tiempo inicial de la inyección.

4. Cálculo de la eficiencia areal (Ea) para los varios procesos en función del

tiempo inicial y para los varios posibles modelos de arreglo de pozo.

5. Cálculo la eficiencia vertical (Ev) para los varios procesos como una función del

tiempo inicial y posibles modelos de arreglo de pozo.

6. Calcular la recuperación secundaria y la ultima recuperación para los varios

procesos y estimar el porcentaje de error o el grado de certeza para cada proceso.

7. Seleccionar el mejor proceso. La selección del mejor proceso estaría basado en

una comparación económica del funcionamiento calculado, así como para altos y bajos

grados de certezas.

Departamento de Industria y Comercio del Reino Unido (DTI) (2004) “Agotamiento

Natural e Inyección de Agua”. Muchos petróleos pesados tienen baja relación gas-

petróleo (RGP), así que el recobro que proporciona la energía natural del yacimiento

daría lugar a bajos factores de recobro (menos del 20%). Por esta razón, desde el

principio, al ingeniero se obliga a considerar qué, en el contexto de la recuperación

convencional de petróleo, la explotación del yacimiento terminará en recobro secundario

o terciario.

Un análisis unidimensional simple (1D) usando la teoría de Buckley-Leverett,

demuestra que la alta viscosidad en sitio del crudo pesado tiene un impacto severo en

la eficiencia de la inyección de agua. Se incluye una correlación del factor de recobro en

función de la viscosidad del crudo, considerando cortes de agua finales de 90, 94 y el

98%. Esta correlación viene dada para una determinada curva de permeabilidad

relativa y una viscosidad del agua de 1 CPS. Se observa que el factor de recobro cae

cerca de una cuarta parte cada vez que la viscosidad se multiplica por diez.

HC. DEC 93 Stavanger De la Sociedad Del Petróleo De Norvegian Oil Reserves

Conference, Jean Laherrére. Petroconsultants (1997) “Distribución y Evolución del

30

Factor de Recobro”. El factor de recobro es un parámetro incierto, asumido

generalmente como un valor redondeado o una fracción. Generalmente, los ingenieros

de yacimiento hacen caso omiso de las nuevas tecnologías para modelar la producción.

El factor de recobro no tiene sentido en tanto no haya un consenso en la definición

de reserva. La ultima definición de la SPE/ WPC (WPC oct. de 1997) es un pobre

compromiso y probablemente no será respetado. El factor de recobro calculado con las

reservas probadas (despreciando reservas probables) se debe considerar un parámetro

político. Solo debe ser considerado el factor de recobro que considera valores

esperados (medios).

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 16.295, Thompson, R.S., Wright,

J.D., (1987) “El error en la estimación de reservas usando curvas de declinación”. Un

método común de estimar reservas lo constituye las curvas de declinación. Hay una

tendencia a creer (asumida casi como una verdad) que las estimaciones de reservas

remanentes mejorarán en la medida que se dispongan de mayor data de producción.

Esto no es necesariamente verdad, aunque la estimación del recobro final mejorará

generalmente con la historia creciente de producción. El uso de las técnicas de ajuste

de curvas no mejorará la exactitud en la estimación de reservas remanentes y podría

conducir, en algunos casos, a respuestas irrazonables.

Aun usando los mismos datos, las estimaciones de reservas varían de acuerdo a

la persona que realice dichas estimaciones. Esta variación puede ser significativa según

lo demostrado por los resultados de un experimento controlado presentado en este

estudio. El análisis de la curva de declinación es un método común de estimar reservas

remanentes. El análisis de la curva de la declinación consiste en el graficar la tasa de

producción versus tiempo y extrapolar al futuro la tendencia establecida, usando alguna

de las técnicas. Generalmente se grafica el logaritmo de la tasa de producción contra

tiempo. El comportamiento de la declinación de un pozo se describe como exponencial,

hiperbólico o armónico.

La declinación exponencial y armónica constituyen casos especiales de la

declinación hiperbólica donde el exponente "b" de la declinación es igual a 0 y a 1,

31

respectivamente. La declinación exponencial se traza como una línea recta en papel

semi-logarítmico (logaritmo de la producción contra tiempo) y se utiliza a menudo para

pronosticar la producción y las reservas futuras por su fácil aplicación. La sensibilidad

de la estimación de reservas al valor del exponente de declinación “b” es analizado. Los

resultados presentados en este artículo se basan en un experimento controlado, en el

cual un grupo grande de estudiantes de ingeniería analizó individualmente los datos de

la declinación de cada año, a partir de cuatro pozos reales correspondientes a un

campo con 12 años de vida. A la fecha del estudio, el campo estaba agotado,

permitiendo así una comparación entre valores estimados y valores reales.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper N° 37031, Mohammad I. Kabir, SPE,

Santos Ltd. (1996) “Valoración Normalizada del Diagrama - Nueva Técnica para la

Caracterización Yacimiento y Estimación de Reservas”. Una nueva técnica grafica

normalizada es desarrollada para la caracterización de yacimiento y la valoración de

sus reservas. Este método se basa en las teorías de desplazamiento de fluidos de

Buckley Leverett y de Welge. Las teorías sugieren que, bajo condiciones ideales, un

diagrama normalizado de la recuperación de petróleo como una función de la eficiencia

de desplazamiento del agua o del gas (fase desplazante), es independiente de la tasa,

volumen de drenaje y geometría del sistema.

Esto implica que, en un yacimiento homogéneo, las graficas de recobro

normalizada, pozo por pozo, podrían superponerse en una curva. En realidad, el

funcionamiento de los pozos está influenciado por la heterogeneidad del yacimiento, el

mecanismo de empuje (empuje de fondo vs. lateral), la gravedad y localizaciones de

pozos. Por lo tanto, las curvas normalizadas no cotejan a menudo, eso conduce a la

caracterización dinámica del yacimiento. El factor de normalización, volumen de barrido,

se relaciona con las reservas recuperables (RR) que se intentan estimar. Este artículo

presenta el fundamento teórico de la técnica e ilustra su uso mediante dos ejemplos del

campo.

Society of Petroleum Engineers (SPE) Nº 18907, William E. Strevig, President,

Strevig and Associates, Houston, Texas “Evaluación de las reservas de petróleo y gas

por métodos comparativos”. Las estimaciones de reservas de petróleo y gas se realizan

32

de diversas maneras. El propósito, la perspectiva y la técnica para el proceso son

diversas. Este documento repasa brevemente algunos conceptos para las estimaciones

de reserva de petróleo y gas, incluyendo las ventajas y las desventajas y dos

aproximaciones: una de ingreso y otra de acceso comparativo. También se incluyen en

esta discusión el mercado para las reservas, algunas ideas y conclusiones para

desarrollar las mejores estimaciones posibles de los valores de la reserva.

Society of Petroleum Engineers (SPE) Nº 29286, Sastry Karra”, Emmanuel O.

Egbogah, Foo Wah Fang PETRONAS Carigali Sdn Bhd. (1.995). “Estimación de

reservas estocásticas y determinísticas en ambientes inciertos”. Este artículo presenta

una comparación de los métodos de estimación de reservas estocástica y

determinística, dependiendo del grado de desarrollo de un campo de gas o petróleo,

con énfasis en el ámbito costa afuera. La discusión actual sobre estimaciones y

definiciones estocásticas y deterministicas de las reservas se centra en las varias

etapas del desarrollo de un campo. Avances en tecnología en términos de datos de

sísmica tridimensional y simulación de yacimiento parecieran reducir el rango de

estimaciones de reservas. Ejemplos de campos son presentados para comparar

estimaciones de reservas estocásticas y deterministicas.

El método estocástico se usa preferiblemente durante la fase de exploración y pre-

desarrollo de un yacimiento, mientras que ambos métodos pueden ser puestos en

práctica para apoyar la decisión al proceder con el desarrollo. En las fases posteriores

del desarrollo, los métodos determinísticos, disponiendo de datos, llegan a ser mucho

más prácticos que otros. Los avances en tecnología están conduciendo a mejorar las

estimaciones deterministas tan bien como las estimaciones estocásticas, con rangos

más estrechos. Las prácticas en la industria varían por completo, la selección del

método estocástico o deterministico depende del grado de desarrollo del yacimiento.

American Petroleum Institute (API), Paper N° 2068, J.J. ARPS. (1968) “Razones

de las Diferencias en la Eficiencia de Recobro”. La eficiencia de recobro, es decir, el

porcentaje de petróleo en sitio almacenado en el yacimiento que se puede recuperar

por mecanismos de producción natural, puede variar en un amplio rango. Bajo las

condiciones más favorables, la eficiencia de recobro puede alcanzar porcentajes tan

33

altos como 85 o 90 % del petróleo en sitio estimado. En el otro extremo de la escala, se

registran experiencias con recobros tan bajo como el 10 % del petróleo en sitio

estimado.

La principal razón de tales diferencias está en el mecanismo de desplazamiento:

sí el petróleo es desplazado por agua (empuje hidráulico), por liberación del gas en

solución (empuje de gas en solución), por expansión de la capa de gas o por

segregación gravitacional. Este documento, es una continuación del estudio realizado

por la subcomisión de la API sobre las eficiencias de recobros, el cual culminó en

noviembre de 1967 con la publicación del boletín D14 de la API “Un Análisis Estadístico

de Las Eficiencias De Recobro”. En este estudio la subcomisión usó casos de historias

de 312 yacimientos productores de petróleo en los cuales ciertas relaciones empíricas

fueron derivadas por análisis de regresión.

SERVIPETROL, Roberto Aguilera. (2003) “Aspectos geológicos y de ingeniería de

yacimientos naturalmente fracturados”. Existe la convicción que los volúmenes más

significativos de hidrocarburos residen en yacimientos naturalmente fracturados,

particularmente en los campos abandonados, debido a pruebas y evaluaciones erradas

o porque los pozos no interceptaron las fracturas. Las reglas del pulgar y de los

yacimientos naturalmente fracturados no se mezclan bien. Lo que funciona en un

trabajo, desafortunadamente pudiera no funcionar en el siguiente. Consecuentemente,

la exploración de cada yacimiento naturalmente fracturado debe considerarse como un

proyecto aparte.

Stearns, define una fractura natural como una discontinuidad macroscópica plana

que resulta de las tensiones que exceden la fuerza de ruptura de la roca. Estas

fracturas naturales pueden tener un efecto positivo, negativo o neutral sobre el flujo de

fluido. Virtualmente, todos los yacimientos contienen por lo menos algunas fracturas

naturales. Sin embargo, si el efecto de estas fracturas en el flujo de fluido es

insignificante, el yacimiento se puede tratar, de una perspectiva geológica y de la

ingeniería del yacimiento, como yacimiento "convencional".

Para los yacimientos donde las fracturas tienen un efecto positivo o negativo en el

flujo fluido, es de suprema importancia tener el conocimiento de la magnitud y dirección

34

de las tensiones principales "en sitio"; acimut, profundidad, espaciamiento y abertura de

la fractura; porosidad de la matriz y de la fractura, permeabilidad de la matriz y de la

fractura, y saturación del agua de la matriz y de la fractura. Estos datos ayudan en los

cálculos de distribución de hidrocarburos en la matriz y en la fractura, y en la capacidad

de flujo de los pozos. Todos los yacimientos naturalmente fracturados no fueron

creados iguales, esto significa que se debe clasificar y caracterizar de alguna manera el

yacimiento. Esto implica una integración absoluta entre las disciplinas de geofísica,

geología y e ingeniería.

Adicional a la caracterización de la fractura y de la matriz ya mencionadas, se

recomienda (1) clasificar el yacimiento desde un punto de vista geológico considerando

que las fracturas pueden ser tectónicas, regionales o contraccionales (diagenéticas), (2)

evaluar el sistema de poro, (3) cuantificar la capacidad relativa de almacenamiento de

hidrocarburos de la matriz y de las fracturas y (4) obtener una buena visión de la

interacción matriz - fractura.

Society of Petroleum Engineers (SPE) Nº 84590, Jack Allanó and S. Qing Sun,

C&C Reservoirs. (2003) “Control Sobre el Factor de Recobro en Yacimientos

Naturalmente Fracturados: Lecciones aprendidas en 100 Campos Fracturados”. Cien

yacimientos fracturados alrededor del mundo fueron evaluados para determinar de que

manera el recobro final fue afectado por las características inherentes al yacimiento y

por las propiedades de los fluido, propiedades tales como porosidad, permeabilidad,

viscosidad, razón de movilidad, saturación de agua, mojabilidad, distribución de la

fractura y el mecanismo de empuje, versus la selección de la estrategia de gerencia de

yacimientos, optimización de la tasa de producción y el tipo de técnica de Recuperación

Mejorada de Crudos (EOR). Los yacimientos fracturados fueron divididos en cuatro

grupos. Los yacimientos Tipo I estaban caracterizados por una matriz con muy poca

porosidad y permeabilidad.

La fractura proporciona la capacidad de almacenamiento y la vía para el flujo de

los fluidos. Los yacimientos Tipo II, tiene matriz de porosidad y permeabilidad baja. La

matriz proporciona cierta capacidad de almacenamiento y la fractura proporciona los

canales para el flujo de los fluidos. Los yacimientos Tipo III, (Micro Porosos) la matriz

35

tienen alta porosidad y pero baja permeabilidad. La matriz proporciona la capacidad de

almacenamiento y la fractura proporciona los canales para el flujo de fluido. Los

yacimientos (Macro Porosos) Tipo IV, la matriz tiene alta porosidad y alta

permeabilidad. La matriz proporciona la capacidad de almacenamiento y los canales

para el flujo de fluido. Previo a la clasificación no se distinguió entre los yacimientos

Tipo I y Tipo II, todos los yacimientos con baja permeabilidad de la matriz formaron un

solo grupo.

Graficando varias propiedades del yacimiento versus factor de recobro final y

revisando los casos de recobro primario y recobro mejorado de 26 yacimientos Tipo II y

20 Tipo III, se demostró que el factor de recobro está controlado por diferentes factores

en estos dos tipos de yacimiento. Los del Tipo II son sensibles a la fuerza del empuje

hidráulico y a la optimización de la tasa de flujo. Estos yacimientos son dañados por la

tasa de producción excesiva pero cuando son manejados correctamente, algunos

alcanzan un buen recobro sin necesidad de acudir a un proyecto de recobro secundario.

Mientras que para los yacimientos del Tipo III los resultados indicaron que están

afectados por las propiedades inherentes a la roca y por la de los fluidos,

particularmente por la permeabilidad de la matriz, la gravedad API, la mojabilidad y la

magnitud de la fractura.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper Nº 71037 Arthur R. Briggs, A. R.

Briggs y Associates. (2001) “Estimaciones de Reserva de petróleo, gas y condensado

en yacimientos naturalmente fracturados”. Las estimaciones de reservas en yacimientos

naturalmente fracturados presentan un gran desafío para el ingeniero de yacimiento. En

un yacimiento fracturado, la capacidad de almacenamiento y las reservas, provienen de

dos fuentes principales: capacidad de la fractura y capacidad de la matriz. La mayoría

de los yacimientos fracturados presentan una combinación de estas dos capacidades.

Definir el área del drenaje en un yacimiento naturalmente fracturado representa

otro desafío. Generalmente, las fracturas contribuyen con el mayor aporte de los

yacimientos fracturado. El área de drenaje de un yacimiento naturalmente fracturado se

orienta a lo largo de sistemas abiertos de fracturas con una magnitud de área

significativa, incluyendo la roca próxima al yacimiento que contiene porosidad y

36

permeabilidad apreciable de la matriz e interceptada por el sistema de fracturas. La

perforación horizontal, cuyo objetivo es interceptar varios sistemas abiertos de fracturas,

agrega otra dimensión al problema de definir el área de drenaje y la capacidad de

aporte. Este documento investiga el uso de los tipos principales de estimaciones de

reservas, incluyendo análisis de la analogía, volumétrico, y de funcionamiento a los

yacimientos naturalmente fracturados. Se repasan y discuten ejemplos ilustrativos así

como los cálculos para yacimientos tipos.

Society of Petroleum Engineers (SPE), Paper Nº 68831, Gherson Penuela,

Eduardo A. Idrobo, Anibal Ordoñez, Carlos E. Medina y Néstor S. Meza (2001) “Una

nueva Ecuación de Balance de Materiales (EBM) para los yacimientos naturalmente

fracturados usando la aproximación a un sistema dual”. La complejidad asociada a la

formaciones naturalmente fracturadas que obliga a los ingenieros de yacimiento a

utilizar versiones simplificadas de la EBM para determinar el hidrocarburo original en

sitio y predecir el comportamiento del yacimiento. Aun cuando en casos particulares,

una variante limitada de la EBM puede terminar por encima de pequeños errores

volumétricos, el riesgo de usarlo es extremadamente alto.

En este documento, se presenta una nueva EBM para los yacimientos

naturalmente fracturados, usando un modelo matemático original que considera

petróleo negro subsaturado, en un medio poroso integrado por sistemas

interdependientes de la matriz y de la fractura.

La ecuación propuesta conduce a un método mejorado de modelar yacimientos

naturalmente fracturados considerando la diferencia de la compresibilidad entre los

sistemas de fracturas y de la matriz. Particularmente, el análisis exhibe su ventaja en

los yacimientos que tienen capacidad similar en la matriz y en las fracturas. Modelar

separadamente las estimaciones de acumulación de petróleo, tiene implicaciones

económicas significativas. Una pobre comunicación entre la matriz y la fractura se

reflejará en tasas inicialmente altas de petróleo, estas tasas declinan rápidamente

porque el petróleo se produce básicamente del sistema de fracturas. La reducción de la

presión del poro debido a la producción tenderá a cerrar las fracturas, dejando atrás

reservas considerables de petróleo en el sistema de la matriz. Las estimaciones del

37

petróleo original en la matriz, así como en el sistema de la fractura, ayudarán a

ingenieros de yacimiento y de producción a decidir sobre las estrategias de explotación

para estos yacimientos complejos.

La ecuación propuesta se ha aplicado en pozos sintéticos así como en ejemplos

de campo. Los ejemplos sintéticos se utilizan para validar la aproximación y examinar la

sensibilidad a la compresibilidad media de la fractura. El ejemplo de real lo constituye el

campo El Segundo, en Colombia, un yacimiento de carbonato con baja porosidad. El

ejemplo incluye ocho (8) productos ubicados a lo largo del tren principal de fracturas e

ilustra la viabilidad de aplicar la aproximación a gran escala.

La asunción más importante usada en la derivación de la ecuación con el

acercamiento de sistema dual es el flujo instantáneo de hidrocarburos de la matriz a los

medios de la fractura. Finalmente, el caso del campo demostró que la ecuación

propuesta es simple y ayudará al ingeniero de yacimiento a obtener una valoración

simultánea del petróleo almacenado en la matriz y en los sistemas de la fractura en una

formación naturalmente fracturada.

Universidad de Oklahoma, Liliana P. Martínez, Richard G. Hughes and Michael L.

Wiggins. “Identificación y Caracterización de Yacimientos Naturalmente Fracturados

Usando Registros De Pozos Convencionales”. En la exploración y explotación de

petróleo, las fracturas son una de las estructuras geológicas más comunes e

importantes, debido a su efecto significativo en el flujo de fluidos en el yacimiento. A

pesar de su importancia, la detección y la caracterización de fracturas naturales sigue

siendo un problema difícil para los ingenieros, los geólogos y los geofísicos. Este

artículo presenta una técnica para la identificación y la caracterización de yacimientos

naturalmente fracturados usando registros convencionales de pozos. Los registros son

la fuente mayoritaria de información disponible, no obstante, raramente se utilizan de

manera sistemática para el análisis cuantitativo de yacimientos naturalmente

fracturados.

Puesto que todos los registros de pozos son afectados en una forma u otra por la

presencia de fracturas, un sistema borroso de inferencia se pone en ejecución en este

38

estudio para obtener un índice de fractura, usando solamente datos de registros

convencionales de pozos Adicionalmente, para la predicción de las características

elásticas de rocas porosas fracturadas, se invierte el modelo auto-constante de

O'Connell y de Budiansky, usando algoritmos genéticos para obtener la relación entre

densidad y aspecto de la fractura. Los algoritmos propuestos se prueban usando los

datos disponibles de Mills McGee N°1, un pozo de la formación Austin Chalk en el

condado de Milam, Texas. Los resultados obtenidos se comparan con la información de

núcleos disponible.

SERVIPETROL, Nota técnica Nº 9, Dr. Roberto Aguilera. (1999) “Factores de

recobro de petróleo y gas en yacimientos naturalmente fracturados”. Cada yacimiento

naturalmente fracturado se debe considerar como un proyecto de investigación aparte.

Como tal, tiene que ser estudiado cuidadosamente y estimar detalladamente el recobro.

Existen casos donde se requiere una estimación del recobro de manera rápida, para

una evaluación preliminar. En este documento se muestran una serie de tablas que

evalúan los factores de recobros en yacimientos naturalmente fracturados según el tipo

de fracturas y mecanismo de producción, y han tenido un gran éxito en el ámbito

mundial. Estos estimados están basados en la experiencia del autor con yacimientos

naturalmente fracturados. El autor los ha usado con cierto éxito alrededor del mundo.

Sin embargo, no son la panacea. Deben ser usados cuidadosamente y solo para

obtener un orden de magnitud. No sustituyen un estudio detallado.

Society of Petroleum Engineers (SPE) Paper Nº 39714, L.R. Stoltz SPE, Fletcher

Challenge Energy Taranaki, M.S. Jones SPE, Fletcher Challenge Energy Canada, A.W.

Wadsley. (1998) “Determinación Probabilística de reservas usando un método filtrado

de Montecarlo en un yacimiento fracturado de piedra Caliza”. Se presenta una nueva

aproximación en la estimación de reservas en yacimientos fracturados de piedra caliza

y se verifica con un análisis retrospectivo de los últimos cinco años de la producción del

campo. Esta aproximación utiliza un método filtrado de Montecarlo para integrar

independientemente los cálculos de reservas basados en métodos volumétricos,

balance de materiales, análisis de la evaluación de la presión y declinación del pozo,

estimaciones del petróleo en sitio y factor de recobro.

39

Para el campo de Waihapa Ngaere, están disponibles dos estimaciones del

petróleo en sitio: Una estimación volumétrica obtenida por mapas del yacimiento, y una

estimación por balance de materiales obtenida por la declinación de presión y datos de

producción. Las estimaciones independientes del recobro de petróleo se pueden

obtener de la estimación de los factores del recobro basados en el barrido areal y el

barrido vertical del yacimiento fracturado, y de la recuperación obtenida de la

extrapolación de la declinación de los pozos. La aproximación obtenida integra toda la

información disponible y solo acepta los sistemas de parámetro que son consistentes,

conduciendo a una estimación de reservas y de potencial de producción que ha

demostrado notable exactitud como método de predicción del comportamiento y de

estimación de recobro en los 5 (cinco) años analizados.

2.2. Fundamentos Teóricos

2.2.1. Recursos del hidrocarburo y su clasificación

El manejo o tratamiento de los recursos por descubrir están bajo la

responsabilidad de la organización de Exploración, mientras que los recursos

descubiertos, que constituyen propiamente las reservas posibles, probables y probadas

son manejados por la organización de Producción, a excepción de las reservas

posibles. Estas, por su alto grado de incertidumbre constituyen un importante frente de

actividad para incrementar las reservas mediante dos actividades básicas que son la

evaluación geológica y la perforación exploratoria, actividades que son llevadas a cabo

por la organización de Exploración.

Como producto de esta actividad, surgen nuevos prospectos de reservas posibles

y probables, que junto con las reservas probadas son validadas y controladas

estadísticamente por la Gerencia de Reservas de la organización de Producción de

PDVSA y sometidas al Ministerio de Energía y Petróleo para su oficialización. Los

Recursos de Hidrocarburos son las cantidades de líquido o gas descubiertos o por

descubrir, que se estiman podrían existir en conjuntos Tectonoestratigráficos (“plays”)

y/o trampas delineadas en un área, cuenca o país.

40

Estos Recursos se clasifican o comprenden los volúmenes de Recursos Por

Descubrir y Recursos Descubiertos, como se muestra en la figura Nº 1, con la finalidad

de definir los recursos y las reservas y aclarar el marco conceptual que las engloba se

presenta la clasificación oficial de Venezuela.

Figura 1. Clasificación de los Recursos de Hidrocarburos

2.2.1.1.- Recursos por descubrir

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que se estima podrían recuperarse de

conjuntos tectonoestratigráficos, unidades litoestratigráficas y/o trampas sin perforar o

no evaluadas totalmente con taladro, en donde las condiciones geológicas y/o

geofísicas y/o geoquímicas permiten inferir la existencia de acumulaciones comerciales

de hidrocarburos.

Estas cantidades se estiman con métodos probabilísticos. De acuerdo a la

presencia o no de acumulaciones comerciales de hidrocarburos en una unidad lito

estratigráfica considerada en un área determinada, se clasifican en: Recursos

Hipotéticos y Recursos Especulativos.

CLASIFICACIÓN OFICIAL DE LOS RECURSOS DE

HIDROCARBUROS

RECURSOS

POR DESCUBRIR DESCUBIERTOS - RESERVAS

ESPECULATIVOS HIPOTETICOS PROBABLESPOSIBLES PROBADAS

DESARROLLADAS NO DESARROLLADAS

EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN

NIVEL DE INCERTIDUMBRE

RECURSOS

POR DESCUBRIR DESCUBIERTOS - RESERVAS

ESPECULATIVOS HIPOTETICOSESPECULATIVOS HIPOTETICOS PROBABLESPOSIBLES PROBADAS

DESARROLLADAS NO DESARROLLADAS

EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN

NIVEL DE INCERTIDUMBRE

41

2.2.1.1.1. Recursos Hipotéticos

Son las cantidades recuperables de hidrocarburos por descubrir, asociados a

unidades litoestratigráficas no exploradas en zonas infrayacentes a los yacimientos

conocidos y a posibles trampas no perforadas, ubicadas en áreas donde ya existen

trampas similares que contienen acumulaciones comerciales de hidrocarburos en

dichos horizontes.

2.2.1.1.2. Recursos Especulativos

Son las cantidades de hidrocarburos por descubrir que pudieran existir en

conjuntos tectonoestratigráficos que se encuentran en la etapa inicial del proceso

exploratorio y donde aún no se han descubierto acumulaciones comerciales de

hidrocarburos.

2.2.1.2.- Recursos Descubiertos

2.2.1.2.1. Reservas

Son volúmenes estimados de petróleo recuperables comercialmente de

acumulaciones conocidas de acuerdo con el nivel de certeza que conlleve la

información geológica y de ingeniería disponible bajo condiciones tecnológicas,

económicas y regulaciones gubernamentales vigentes. Estas representan el capital de

la industria petrolera nacional por lo que es importante clasificarla en términos de la

seguridad de la existencia de las mismas. Para que las acumulaciones de hidrocarburos

puedan llamarse reservas, tienen que ser física y económicamente producibles.

Las reservas representan una de las referencias más utilizadas al momento de

clasificar yacimientos de acuerdo a su tamaño; así como jerarquizar proyectos de

explotación de yacimientos o definir porcentaje de equidad en caso de la explotación de

un yacimiento unificado. Todas las estimaciones de reservas llevan implícito un cierto

grado de incertidumbre; dicha incertidumbre depende de la cantidad y calidad de los

datos disponibles al momento de estimar las reservas. Las reservas pueden ser

42

estimadas por métodos determinísticos (volumétrico, balance de materiales, etc.), en

cuyo caso se utiliza solo la mejor información geológica, de ingeniería y/o económica

conocida.

En los casos que se utilicen los métodos Probabilísticos para estimar las reservas,

la información geológica, de ingeniería y/o económica es utilizada para generar un

rango de estimados y sus correspondientes probabilidades de la existencia de los

hidrocarburos. Debido a la condición de incertidumbre inherente a su estimación, las

reservas necesitan ser revisadas continuamente a medida que la información técnica,

prácticas operacionales y condiciones económicas cambian.

2.2.1.2.2. Clasificación de las Reservas

Existen diversos criterios que pueden usarse para clasificar reservas. Sin embargo,

dada la relación de propiedad de los yacimientos que mantiene el estado venezolano,

se asume la clasificación establecida por el Ministerio de Energía y Petróleo, el cual

clasifica las reservas de acuerdo con el grado de certidumbre que se tenga de ellas.

De acuerdo con este criterio, las reservas se clasifican en:

Reservas Probadas

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos recuperables con razonable

certeza de yacimientos conocidos, desde una fecha determinada en adelante, de

acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible, y bajo condiciones

operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. Las

reservas probadas pueden ser subdivididas en Desarrolladas y No Desarrolladas, que

corresponden a los conceptos de “sometidas y no sometidas a explotación”.

Reservas Probadas Desarrolladas

Están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable

del yacimiento por los pozos e instalaciones existentes. Dentro de esta definición se

43

incluyen las reservas detrás de la tubería revestidor que requieren un costo menor y

generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se

incluyen las que se esperan obtener por la aplicación de métodos comprobados de

recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.

Las reservas probadas ubicadas detrás de la tubería se consideran desarrolladas

cuando el costo del trabajo para incorporarlas a la producción es menor y generalmente

considerado como gastos de operación. Así por ejemplo, las reservas en formaciones

incorporadas a producción con trabajos de cable, sin utilizar un taladro, están en esta

categoría.

Las reservas desarrolladas en yacimientos completamente perforados deben

estar distribuidas proporcionalmente entre los puntos de drenaje que técnica y

económicamente agotarán el yacimiento.

En cuanto al efecto de los proyectos de recuperación suplementaria, se

consideran reservas desarrolladas las reservas adicionales que han sido

definidas en los proyectos de recuperación suplementaria cuando existan todos

los pozos e instalaciones del proyecto.

En los proyectos de recuperación suplementaria que cuentan con todas las

instalaciones de superficie y sólo tienen una porción de los pozos productores,

las reservas desarrolladas en el momento del cálculo serán las reservas,

proporcionalmente recuperables, correspondientes a la porción del yacimiento

que tiene los pozos existentes.

Reservas Probadas No Desarrolladas

Reservas probadas no desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de

hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e

instalaciones existentes. Incluye las reservas detrás de la tubería que requieren un

costo mayor para incorporarlas a producción y las que necesitan de nuevos pozos e

instalaciones, o profundización de pozos existentes. A las porciones de un yacimiento

44

correspondiente a puntos de drenaje donde no existen pozos, pero donde es

razonablemente cierto que se perforarán pozos, no se le asignarán reservas

desarrolladas.

Los trabajos mayores indicados en la definición incluyen aquellas rehabilitaciones,

reacondicionamientos, reparaciones mayores, etc., que generalmente requieren de

inversión de capital.

Reservas Probables

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones

conocidas, los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica,

bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican, con un grado menor de

certeza que para las reservas probadas, que se podrán recuperar. Estas reservas

pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las

utilizadas para las reservas probadas.

Las reservas probables se pueden clasificar en:

A) Serie 100:

Los volúmenes que podrían recuperarse de prospectos que han sido atravesados

por pozos en los cuales no se han efectuado pruebas de producción o formación o

cuyos resultados se consideren “no conclusivos”. Donde las características de los

perfiles y/o núcleos indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia.

B) Serie 200:

Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, adyacente al

área probada del yacimiento. Donde no se han determinado contactos de fluidos y él

limite probado fue establecido en función del pozo estructuralmente más bajo, siendo

necesario perforar pozos de avanzada para delimitar el yacimiento existente.

45

C) Serie 300:

Los volúmenes que podrían producirse en áreas aun no perforadas, situadas entre

yacimientos conocidos, donde las condiciones geológicas y de ingeniería indican

incertidumbre en su continuidad.

Reservas Posibles

Son los volúmenes estimados de petróleo crudo, bitumen natural, gas natural,

condensado y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las

cuales la información geológica y de ingeniería indica, con un grado mayor de

Incertidumbre al de las reservas probables. La estimación de reservas posibles puede

ser realizada, suponiendo condiciones futuras favorables (económicas y regulaciones

gubernamentales)

Las reservas posibles se pueden clasificar en:

A) Serie 600:

Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o formación conclusivas

que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas existentes en el

momento de la estimación, pero que serian rentables al utilizar condiciones económicas

futuras favorables.

B) Serie 700:

Los volúmenes que podrían existir en formaciones atravesadas por un pozo donde

la información proveniente de: pruebas de producción o de formación, perfiles y

núcleos, no son conclusivas y presentan alto grado de incertidumbre en la probabilidad

de su recuperación.

C) Serie 800:

Los volúmenes que podrían existir en áreas donde la interpretación de la

información geofísica y geológica indica continuidad fuera de los límites del área

46

probable serie doscientos (200), y donde para constatar su presencia es necesaria la

perforación de pozos de avanzada de alto riesgo o delineación.

D) Serie 900:

Los volúmenes que podrían existir en trampas no perforadas yuxtapuestas a

yacimientos, donde la información geofísica y geológica indica alta incertidumbre de

continuidad de los Horizontes productores.

2.2.2.- Reservas originales recuperables

Es el volumen del petróleo, gas o condensado, estimado a condiciones originales

de yacimiento que se puedan extraer comercialmente del yacimiento.

2.2.3. Reservas Remanentes

Es, para el momento en que se efectúa la estimación, el volumen recuperable que

aún no ha sido extraído del yacimiento y resultan de restar el volumen extraído

(producción acumulada) del volumen estimado originalmente en sitio.

2.2.4. Yacimiento

Se entiende como yacimiento a una unidad geológica hidráulicamente

interconectada de volumen limitado, poroso y permeable, capaz de contener

hidrocarburos líquidos y/o gaseosos en cantidades comerciales. Esta definición implica

lo siguiente: que la sección sea porosa, es decir, que la roca que la constituye,

denominada roca yacimiento, no sea completamente sólida, sino que contenga

espacios vacíos que le permitan acumular fluidos en su interior; que la sección sea

permeable, es decir, que la roca yacimiento permita el movimiento de fluidos a través de

ella.

Esto permite al petróleo y al gas moverse hasta los poros, para ser recuperado a

través de ellos; y que las cantidades acumuladas sean comerciales, lo que significa,

que la extensión de la sección porosa y permeable debe ser suficientemente grande, de

47

tal forma que las cantidades de petróleo y gas acumulados sean comercialmente

explotables.

2.2.5.- Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos

Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican según el criterio geológico, el

estado de sus fluidos y los mecanismos de producción.

2.2.5.1. Geológicamente

Estratigráficos: Lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas

porosas, sellos asfálticos, cambios de permeabilidad, etc.

Estructurales: Fracturas de calizas, discordancias, fallamiento en areniscas,

anticlinales, sinclinales, domos, etc.

Combinación de ambos: Cuando ocurren eventos estructurales y estratigráficos

simultáneamente, donde se puede observar la ocurrencia de fallamiento y

estratificación.

2.2.5.2. Según el Estado de los Fluidos

Los fluidos en un yacimiento consisten en mezclas de diferentes tipos de

hidrocarburos que dependen de la composición de la mezcla y de las condiciones de

presión y temperatura existentes en el yacimiento. Para una composición fija de

mezclas, un diagrama de presión – temperatura, permite clasificarlos en:

Saturados: Reciben el nombre de yacimientos saturados, debido a que el

petróleo no acepta más gas en solución bajo condiciones de presión y

temperatura existente, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se

desplace hacia la parte superior de la estructura. Lo que forma una capa de

gas sobre el petróleo, debido a que la presión del yacimiento es menor a la

presión de burbuja.

48

Subsaturados: En este tipo de yacimiento el petróleo es el producto dominante

y el gas como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la

presión y la temperatura del yacimiento. También son llamados yacimiento de

petróleo no saturado, desarrollan esporádicamente una capa de gas por los

vapores que se desprenden del yacimiento al descender la presión. La mayor

parte de gas natural producido en Venezuela hoy en día, proviene de

yacimientos de gas en solución. En resumen, es cuando la presión del

yacimiento es mayor a la presión de burbuja.

Condensado Retrogrado: En estos yacimientos los hidrocarburos están en

estado gaseosos, por características específicas de presión, temperatura y

composición. Este yacimiento está ubicado entre el punto crítico y el

cricondentérmico en estado gaseoso a condición inicial.

Gas Seco y/o Húmedo: En estos, el gas es el producto principal. Los

yacimientos de gas seco, son aquellos que contienen hidrocarburos en su fase

gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por el cambio de presión y

temperatura.

Los yacimientos de gas húmedo: Son aquellos donde el gas se mezcla con

otros hidrocarburos líquidos; se dice que se haya en estado saturado por lo

cual reciben el nombre de gas húmedo. Estos yacimientos existen en estados

saturados por lo cual reciben el nombre de gas húmedo. Estos yacimientos

existen en estado gaseoso a cualquier presión, pero a temperaturas mayores

que la critica.

2.2.5.3. Según el mecanismo de producción

El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la

identificación de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos del

yacimiento. La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formación de la

roca y de acumulaciones de los hidrocarburos y a las condiciones de presión y

temperatura existentes en el yacimiento. Normalmente existe más de un mecanismo

responsable de la producción de los fluidos del yacimiento, pero sólo uno será

49

dominante en un intervalo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios

mecanismos pueden alcanzar la condición de dominante. Los mecanismos de

producción se clasifican en:

Empuje Hidráulico

Empuje por Gas en solución

Empuje por Capa de Gas

Empuje por Expansión de los Fluidos

Empuje por Gravedad

Empuje Combinado

Empuje Hidráulico

El cual se produce cuando por disminución de la presión del yacimiento, origina la

expansión de un acuífero adyacente al mismo. El empuje puede ser activo o parcial,

según sea el reemplazo volumétrico de fluidos del acuífero al yacimiento; y lateral o de

fondo según la posición del acuífero en la estructura del yacimiento. La identificación de

un contacto agua – petróleo a través de los registros de pozos establece la existencia

de este mecanismo. La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del

yacimiento está en función del volumen del acuífero y su conductividad (kh).

Algunas características de este empuje son:

La declinación de la presión del yacimiento es relativamente suave pudiendo,

para el caso de acuíferos de gran volumen, permanecer nula.

La declinación de la presión del yacimiento es relativamente baja y cercana al

valor de la razón gas disuelto – petróleo correspondiente a la presión inicial del

yacimiento.

La producción de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los

pozos más cercanos al contacto agua – petróleo.

El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre 35 al 75 % del

POES.

50

Empuje por Gas en Solución:

Es el mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuye a la

producción de la gran mayoría de los yacimientos. Cuando los fluidos del yacimiento se

encuentran a una sola fase o en dos fases uniformemente distribuidas, a medida que

produce dicho yacimiento ocurre una disminución de presión la cual origina una

expansión de los fluidos liberándose los hidrocarburos livianos disueltos (gas) en el

petróleo y ocupando el lugar del fluido producido.

Las características más importantes de este mecanismo son:

La presión del yacimiento declina en forma continua.

La relación gas – petróleo es, al principio, menor que la razón gas disuelto

petróleo a la presión de burbujeo. Luego, se incrementa hasta un máximo para

después declinar.

El factor de recobro característico de yacimientos bajo este mecanismo está

entre 5 y el 30% del POES.

Empuje por Capa de Gas

Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (petróleo y gas) no están

uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbujeo. Bajo estas

condiciones existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se

expandirá desplazando el petróleo hacia los pozos productores.

A diferencia del empuje por gas en solución donde la expansión del gas en la zona

de hidrocarburos líquidos o interna, aquí dicho efecto puede verse sobre la zona de

hidrocarburos líquidos, gaseosos o externa. La detección de un contacto gas - petróleo

es un claro indicador de la existencia de este tipo de empuje.

Las características más resaltantes de este tipo de empuje son:

51

20

40

60

80

100

0

PR

ES

IÓN

DE

YA

CIM

IEN

TO

(% D

E P

RE

SIÓ

N O

RIG

INA

L)

PETRÓLEO PRODUCIDO

(% DE PETRÓLEO EN SITIO)

100806040200

EMPUJE POR AGUA

EMPUJE POR CAPA DE GAS

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

20

40

60

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100

0

PR

ES

IÓN

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PETRÓLEO PRODUCIDO

(% DE PETRÓLEO EN SITIO)

100806040200

EMPUJE POR AGUA

EMPUJE POR CAPA DE GAS

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua.

La relación gas – petróleo de los pozos depende de su ubicación en el

yacimiento:

En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura la relación gas – petróleo

es alta. Este parámetro irá aumentando en forma continua.

En los pozos ubicados en la parte alta baja, la relación gas petróleo estará al

nivel de la razón gas disuelto – petróleo correspondiente a la presión actual del

yacimiento.

El factor de recobro se estima entre un 20 al 40% del POES.

La figura 2 muestra en forma comparativa, el comportamiento de yacimientos

sometidos a los mecanismos de empuje por gas en solución, empuje por capa gas y

empuje hidráulico, en términos de declinación de presión como función del porcentaje

de petróleo producido con respecto al petróleo original en sitio:

Figura 2. Recobro de Hidrocarburo Vs. Presión de Yacimiento según Mecanismo de Producción

52

Empuje por Expansión Liquida:

Ocurre en yacimientos subsaturados, en los cuales el gas en solución no sale

hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión de burbujeo.

Mientras ocurre esta reducción de presión, y si no existe en el yacimiento otro

mecanismo de impulsión, la producción será debido a la expansión del petróleo líquido.

Este mecanismo está presente en todos los yacimientos, pero es más importante en

yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos

subsaturados) y, por lo tanto, todos los componentes de los hidrocarburos se

encuentran en fase liquida.

Cuando se perfora un pozo en un yacimiento, la producción de los líquidos

favorece una reducción de presión que, a su vez, genera una expansión del petróleo,

del gas y del agua del yacimiento. Conjuntamente ocurrirá una reducción del volumen

poroso al mantenerse constante la presión o el peso de los estratos suprayacentes y

reducirse la presión en los poros debido a la producción de los fluidos (compactación).

Algunas características importantes de este tipo de empuje son:

La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este

mecanismo sea el dominante.

La relación gas – petróleo de los pozos del yacimiento es similar a la razón gas

disuelto – petróleo, RGP = Rsi.

El factor de recobro estimado está en el orden del 5% del POES.

Empuje por Gravedad:

Ocurre únicamente bajo condiciones especiales, en las cuales el yacimiento tiene

alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas. Esta

segregación es un flujo contracorriente donde el gas migra hacia la parte de la

estructura, separándose del líquido por diferencia de densidad. Con el tiempo y

53

dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de gas

secundaria en el tope de la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.

Empuje Combinado:

Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos de expulsión

simultáneamente. La identificación del mecanismo de producción es de vital importancia

para realizar cualquier estudio de yacimientos. Una vez identificado el tipo de

yacimiento y el mecanismo de expulsión predominante en el medio poroso, el ingeniero

de yacimientos debe adecuar el método de producción a la energía predominante en el

yacimiento y siguiendo un control estricto sobre el comportamiento de la producción

para recuperar la mayor cantidad posible de petróleo.

Las herramientas comúnmente utilizadas por el ingeniero de yacimiento para

evaluar las distintas acumulaciones de hidrocarburos son:

Pruebas de Producción (DST)

Pruebas de restauración de presión (Build-Up)

Análisis de las rocas (Núcleos)

Análisis de los Fluidos (PVT)

Historias de Producción (de petróleo, agua y gas)

Declinación de presión

Las características de este tipo de empuje son similares a las definidas en el

mecanismo de empuje por capa de gas

2.2.6.- Métodos de Cálculos de Reservas

El cálculo de las reservas de un yacimiento, se efectuará aplicando las siguientes

metodologías o sus combinaciones. Estas metodologías se utilizan de acuerdo a la

información disponible y al estado de desarrollo de los yacimientos. Entre los métodos

más comunes para la estimación de las Reservas de un yacimiento se encuentran los

siguientes:

54

Método Determinístico

Método Probabilístico

La aplicación de cada uno de ellos depende de la información existente al

momento de hacer la evaluación de las reservas.

Al comenzar la explotación de un yacimiento, las estimaciones de reservas son

generalmente llevadas a cabo por el método volumétrico, por no disponer de abundante

información sobre el comportamiento del yacimiento. Cuando se tiene suficiente

información de producción del yacimiento, se utiliza el método de declinación, el cual es

utilizado generalmente para verificar y complementar los otros métodos.

2.2.6.1. Método Determinístico

Es el más usado en la estimación de reservas en el ámbito internacional. Si se

conociera el verdadero valor de cada uno de los parámetros utilizados en la estimación

de reservas, se tendría como resultado un solo valor verdadero o determinístico. Sin

embargo, debido a las incertidumbres en los datos geológicos, de ingeniería y

económicos, se utilizan para él cálculo de valores puntuales que representan los

mejores estimados de los parámetros para estimar las reservas, de esta manera los

resultados vienen expresados en un solo valor.

En resumen, usando este método, los estimados de reservas obtenidos son

asignados por el evaluador a las categorías Probadas, Probables y Posibles haciendo

usos de criterios subjetivos que satisfagan las propiedades asignadas a cada categoría.

Por esta razón es responsabilidad del evaluador proporcionar estas razones que

soportan esta decisión. Entre los Métodos Determinístico se encuentran los siguientes:

ANALOGÍA

Está dirigido a casos donde la información básica del yacimiento no ha sido

definida y se requiere utilizar datos de yacimientos conocidos con características

geológicas y petrofísicas similares, como profundidades, porosidades y saturaciones de

55

petróleo, etc. Este método es menos exacto de todos los métodos, y se utiliza cuando

se descubre un yacimiento. También se utiliza en combinación con otros métodos para

asegurar que los resultados sean más confiables.

El método de analogía es aplicado comparando los siguientes factores para los

campos o los pozos análogos y actuales:

Factor de recobro (RF),

Barriles por acres - pies (BAF), y

Estimación del Último Recobro (EUR)

El factor de recobro (RF) de un campo análogo cerrado o abandonado se toma

como valor aproximado para otro campo. Semejantemente, el BAF, es calculado por la

siguiente ecuación

RF

tB

tSBAF

)()1)(1(7758

0

0 Ecuación Nº 1

Y se asume para campo o pozo iguales, análogo y actuales. Comparar EUR se

hace durante la fase exploratoria. Es también útil al calcular reservas desarrolladas

probadas. La analogía es el método más útil para el funcionamiento de la economía,

cuando se haga un sondeo exploratorio a los pozos para ser perforado. Sin embargo

se debe tener cuidado al aplicar técnicas de analogía. Por ejemplo, el cuidado se debe

tomar para cerciorarse de que el campo o el bienestar usado para la analogía es de

hecho análogo. Esto dice que un yacimiento de dolomíta con petróleo o crudo volátil

nunca será análogo a un yacimiento de matriz arenisca con aceite negro.

Semejantemente, si su EUR calculado es dos veces más alto que el EUR de los 100

pozos más cercanos.

Volumétrico

En Venezuela éste método es el oficial y de uso obligatorio. Por medio de este

método se calcula en primer lugar el petróleo original en sitio (POES) y el gas

originalmente en sitio (GOES) con base al modelo geológico que geométricamente

describe el volumen de hidrocarburos en el yacimiento. Las reservas originales o

56

iniciales representan una fracción del petróleo en sitio y sé determina multiplicando el

POES, por el factor de recobro total que es la suma de los factores de recobro primario

y secundario, dependiendo de si la energía es propia o natural del yacimiento o

adicional suplementaria lo que hace que el petróleo sea producido.

Aplicación Determinística del Método Volumétrico

En esta aplicación, el reconocimiento de la incertidumbre en los datos del

yacimiento se expresa a través del cálculo de valores promedios para estos datos. De

acuerdo con la información que sé tenga, estos promedios pueden ser ponderados por

espesor, área o volumen relacionados al pozo que aporta los datos.

El método volumétrico exige determinar el tamaño físico del yacimiento, del

volumen poroso dentro de la matriz de la roca, y del contenido de fluido dentro del

espacio vacío. Esto proporciona una estimación del hidrocarburo-en-sitio, del cual la

última recuperación puede ser estimada usando un factor apropiado de recobro. Cada

uno de los factores usados en el cálculo tiene incertidumbres inherentes que, cuando

están combinadas, causen incertidumbres significativas en la estimación de las

reservas.

La figura 3 muestra un mapa típico de la arena neta, o mapa isópaco, que se

utiliza a menudo en el método volumétrico.

Figura 3. Mapa Isopaco de Arena Neta

57

El método volumétrico para calcular la cantidad de petróleo en sitio (N) está

expresado por las ecuaciones 2 y 3:

)(0

0

tB

tSVN b

t

(2)

RFNEUR t (3)

Donde:

N (t): es petróleo en sitio en un tiempo (t), en barriles normales

Vd.: Cantidad del volumen del yacimiento, Vd. = 7758* A* h, en acres-pie

A= Área del yacimiento, en acres.

h= Espesor promedio del yacimiento, en pies.

= Porosidad promedio del yacimiento, en fracción.

So (t)= saturación promedio del yacimiento al tiempo t, en fracción.

Bo (p)= factor volumétrico del petróleo a la presión del yacimiento (p), BY/BN

Similarmente, para los yacimientos de gas, el método volumétrico está dado por:

t

td

tBg

SGVG

(4)

RFGEUR t (5)

Donde G (t) es el gas en sitio en un tiempo (t), en pies cúbicos normales, y RF es

factor de recobro, en fracción, Bg es el factor volumétrico del gas en PCY/PCN.

La ecuación del método volumétrico en su aplicación deterministica varía

dependiendo si se trata de petróleo o de gas:

58

Petróleo Original en Sitio (POES) (Yacimientos de Petróleo)

i

i

Bo

SohAPOES

****758.7 (6)

i

i

Bg

SghAGOES

****650.43 (7)

POES: Petróleo Original en Sito (a condiciones estándar), BN.

GOES: gas original en sitio (a condiciones estándar), PCN.

7.758: Factor de conversión (BLS / Acres-Ft).

43.650: Factor de conversión, PC/Acre-pie.

A: Área del yacimiento, en Acres.

H: Arena neta petrolífera o gasífera, en pies.

: Porosidad, en fracción.

Soi: Saturación inicial del petróleo, en fracción.

Sgi: Saturación de gas inicial, en fracción.

Boi: Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN.

Bgi: Factor volumétrico inicial del gas, PCY/PCN

Métodos Dinámicos o de Comportamiento

Los métodos dinámicos utilizados en la determinación de reservas, son los más

conocidos y aceptados y se basan en el análisis de comportamiento del yacimiento y

comprenden el balance de materiales, el análisis de las curvas de declinación y los

modelos de simulación de yacimientos.

Balance de Materiales

Se utiliza principalmente en la determinación del petróleo original en sitio mediante

el uso de la técnica de conservación de la materia, para lo cual se considera que el

yacimiento tiene un comportamiento tipo tanque. La exactitud de este método depende

de la estimación correcta de las propiedades de los fluidos y de la roca y muy

59

especialmente del promedio de las presiones. El valor obtenido por este método

representa el petróleo que está en movimiento, en el medio poroso, por esta razón, en

muchos casos puede diferir de los resultados obtenidos mediante el método volumétrico

que toma en cuenta todo el petróleo que existe en el yacimiento.

Ecuación general para la Determinación del Petróleo Original en Sitio (POES)

(Np * Bo) – (Np * Rs * Bs) + (Gp * Bg) N= (8) (Bo – Boi)+ (Rsi – Rs) Bg

N = Petróleo Original en Sitio (BN)

Np = Producción acumulada de Petróleo (BN)

Bg = Factor volumétrico del gas (PCN / BN)

Rx - Rsi = Gas disuelto, actual menos el original, (PCN / BN)

Swi = Saturación de agua connata (%)

Fm = 1 / Boi = Factor de Merma (%)

Boi = Factor Volumétrico Inicial del Petróleo Original

Boi= Factor Volumétrico Actual del Petróleo Original

Curvas de declinación

Representan un método dinámico para la estimación de las reservas recuperables

de un yacimiento. Su característica dinámica proviene del hecho de que utiliza la

historia de producción de los fluidos, concretamente de petróleo, por pozo o por

yacimiento, para la estimación de reservas recuperables.

La aplicación del método, parte de que existe suficiente historia de producción

como para establecer una tendencia de comportamiento y, entonces, la predicción del

yacimiento se hace a partir de la extrapolación de dicha tendencia.

En general, se busca un tipo de gráfico donde la tendencia se presente en forma

lineal para facilitar su extrapolación. Este procedimiento lleva implícito una suposición

básica: “Todos los factores que han afectado al yacimiento en el pasado, lo seguirán

afectando en el futuro”.

60

Dado que la aplicación de este método requiere el establecimiento de una

tendencia de comportamiento para el pozo o yacimiento, cualquier factor que altere o

modifique esta tendencia, limitará la aplicación del método.

Entre estos factores tenemos:

Periodos desigualdades de tiempo en las medidas de producción.

Cambio en la productividad de los pozos.

Completación de nuevos pozos.

Interrupción de los programas de producción.

Veracidad de la información disponible.

Prorrateo.

Curva de Declinación Exponencial

Se dice que ocurre una declinación exponencial de la tasa de producción cuando

la variación de la tasa de producción con el tiempo expresada como una fracción de ella

misma es una constante.

Matemáticamente, este tipo de declinación se expresa de la siguiente manera:

q

dtdqD

/ (9)

Donde:

q = tasa de producción, bls / dias.

T = tiempo de producción, dias.

D = es la constante de declinación exponencial, dias.

La tabla siguiente muestra los cálculos para la aplicación de la definición de

declinación exponencial:

61

Tabla 1.- Curva de Declinación Exponencial

(1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

t q q t tq /

q D

dias bls/día bls/día bls bls/día/día bls/día día

0t 0q - - - - -

1t 1q 01 qq 01 tt )/( 2101 ttqq 2/)( 10 qq 1D

2t 2q 12 qq 12 tt )/( 1212 ttqq 2/)( 21 qq 2D

3t 3q 23 qq 23 tt )/( 2323 ttqq 2/)( 32 qq 3D

nt nq 2 nn qq 1 nn tt )/( 11 nnnn ttqq 2/)( 1 nn qq nD

Si los valores de D son constantes alrededor de un número, la declinación es

exponencial.

Otra forma de conocer si la declinación del comportamiento de producción es

exponencial, es graficando D vs. T.

Curva de Declinación Hiperbólica

Es aquella donde la variación del inverso de la constante de declinación con tiempo

es una constante. La definición matemática de la declinación hiperbólica es la siguiente:

--------------------------------

.......................................

D

t

62

tq dd

qDa

/1 (10)

Donde:

D= tasa de declinación, dias-1

q= tasa de producción, bls/dias

t= tiempo de producción, dias

a= inverso de la declinación, dias

Tabla 1.a.- Curvas de Declinación Hiperbólica

1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9)

t q q t tq /

q

t

q

qa

a

1

ab

0t 0q - - - - - - -

1t 1q 01 qq 01 tt

01

01

tt

qq

2/)( 10 qq 1a - -

2t 2q 12 qq 12 tt - - 2a 1a 1b

- - - - - - 3a 2a 2b

nt nq 2 nn qq 1 nn tt - 2/)( 1 nn qq na 1 na 1nb

Si el valor de b es constante, la declinación es hiperbólica.

Curva de Declinación Armónica

La declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica cuando

b=1.

La definición matemática de este tipo de declinación es la misma que la

declinación hiperbólica. La declinación armónica puede ser reconocida al construir una

tabla idéntica a la que se describió cuando se discutió la declinación hiperbólica. En

dicha tabla, si los valores de “b”) columna 8) se presentan alrededor de 1, diremos que

estamos en presencia de una declinación del tipo armónica.

63

Simulación Numérica

Es un método sofisticado de balance de materiales en el que el yacimiento se

divide en celdas o pequeños tanques. Si se dispone de suficientes datos, los resultados

de reservas obtenidos son los más confiables.

2.2.6.2. Métodos Probabilísticos

Es un análisis estadístico de los datos y consiste en una revisión sistemática de

cada uno de los parámetros que determinan la magnitud de las reservas, como área,

espesor, porosidad, contenido de agua con nata y la eficiencia de recobro. Para cada

elemento se puede determinar una distribución probable, entre un mínimo y un máximo

razonable. Por medio de la multiplicación de los factores o por medio de la técnica de

Simulación Montecarlo, se pueden tener estimados de reservas, expresados en

términos de una distribución probable, capaz de representarse como una curva de

expectativas.

La simulación probabilística realizada generalmente utilizando la técnica de

simulación Montecarlo es la combinación de la frecuencia de distribución de las

variables con el objeto de producir una curva de distribución de frecuencia final.

A través de este proceso de simulación se prepara una curva de frecuencia para

cada parámetro y se obtiene un rango de valores para cada caso que se utiliza para

realizar cálculos que se repiten muchas veces y el resultado es presentado en una

curva de distribución de frecuencia o curva de expectativa.

Un valor bajo con una incertidumbre alta, mayor de 90% correspondería a las

reservas probadas. Un valor medio con 50% de certidumbre correspondería a la suma

de las reservas probadas más probables. Un valor alto con baja certidumbre de 10%

indicaría la suma de probadas, probables y posibles.

64

Método Montecarlo

Es un método de simulación numérica que se utiliza para extender los datos de

una muestra usando la información disponible o una distribución estadística de los

datos, basándose en la generación de números aleatorios. El método Montecarlo es

una técnica que intenta buscar una solución de un problema numérico, usualmente un

problema de probabilidades, utilizando experimentos de muestreo artificial.

La importancia actual del Método Montecarlo se basa en varios hechos:

a.- La existencia de problemas numéricos de muy difícil solución por métodos

exclusivamente analíticos.

b.- El desarrollo de las aplicaciones de los computadores, que permite que los

experimentos no se tengan que realizar físicamente sino mediante

simulaciones de números aleatorios o de números determinístico pseudo

aleatorios.

c.- Las aplicaciones posibles, que han trascendido a las propias matemáticas

(ecuaciones diferenciales parciales de Laplace o de Schrodinger, Integrales,

Matrices, Redondeo Aleatorios, etc.).

Por ello, sus aplicaciones actuales se extienden a campos científicos y técnicos

tan variados como son los de la física estadística, biología molecular, genética, redes de

información, telecomunicaciones o finanzas. Concretando, algunas de las diversas

variantes del método de Montecarlo, se han aplicado a numerosos y diferentes

problemas relacionados con temas como: La magnitud de las emisiones de rayos

cósmicos, tamaño crítico de los reactores nucleares, Difusión y movimiento browniano,

El paso de líquidos a través de sólidos, Propiedades de retículos poliméricos o no,

características de los recipientes necesarios para el transporte de neutrones,

aplicaciones de la teoría de colas a problemas comerciales como almacenamiento,

sustitución y mantenimiento de equipos, etc.

65

2.2.6.3. Método para las Estimaciones de Reservas desarrolladas elaborado

recientemente por PDVSA

A objeto de visualizar el nivel de explotación de un yacimiento se han introducido

los conceptos de Reservas Desarrolladas y Reservas No Desarrolladas. La sumatoria

de ambas constituye las Reservas Recuperables de un yacimiento. Se entiende por

desarrollo cuanta área del yacimiento está siendo drenada. En el entendido que cada

pozo que se perfora define un área desarrollada (equivalente al área de drenaje), a

mayor numero de pozos perforados, mayor serán las reservas desarrolladas.

El Libro de Reservas presenta una importante cantidad de imprecisiones que

conllevan a la necesidad de desarrollar una metodología para corroborar las Reservas

Desarrolladas. El método propuesto se fundamenta en el Cálculo del Área de Drenaje

de un Pozo. En el entendido que el área de drenaje correspondiente a un pozo equivale

al área de reservas que desarrolla dicho pozo, el área de reservas desarrolladas de un

yacimiento será equivalente a la sumatoria de las áreas desarrolladas por cada pozo.

Se introduce el concepto de Grado de Desarrollo del Yacimiento. Este parámetro

indica cuan desarrollado está un yacimiento. El Grado de Desarrollo se calcula por dos

diferentes vías:

1. Utilizando el Área de Reservas Desarrolladas

2. Utilizando las cifras (volúmenes) obtenidas del Libro de Reservas

Luego se comparan ambas cifras para determinar la exactitud de las Cifras del

Libro de Reservas.

A continuación la descripción de metodología propuesta, ilustrada con los cálculos

para el Yacimiento Bachaquero 02 (lago de Maracaibo):

1) Extraiga del Libro de reservas las siguientes cifras:

ÁREA DEL YACIMIENTO: 24.555 Acres

RESERVAS RECUPERABLES TOTALES: 2.678,5 MMBls.

66

e =300 mts.

ÁREA DE DRENAJE

RESERVAS DESARROLLADAS: 450,7 MMBls.

PRODUCCIÓN ACUMULADA: 1.746,7 MMBls.

2) Calcule el Área Desarrollada del Yacimiento

Requiere la siguiente información:

Total de Pozos Productores e Inyectores

Espaciamiento entre pozos, en metros.

Para el Yacimiento Bachaquero 02:

Total de Pozos Productores e Inyectores = 1.125

Espaciamiento entre pozos: 300 mts.

Figura 4.- Plano Areal

Calcule el área de Reservas Desarrollada (Ap) por cada pozo, utilizando la

siguiente fórmula:

PozoAcreseAp /,*5.010*85626 …………….. (11)

67

Para el ejemplo:

e= 300 mts.

PozoAcresAp /25.19300*5.010*85626

Calcule el Área Total Desarrollada del Yacimiento (AD), utilizando la siguiente

formula:

AppozosNAD *º ............................(12)

Para el ejemplo:

Estime el Grado de Desarrollo del Yacimiento, utilizando el plano areal: (GD(1))

Y

DD

A

AG 1 …………………………(13)

Para el ejemplo:

GD(1)= = 0.88 = 88

Calcule el Grado de Desarrollo del Yacimiento, utilizando las cifras del Libro de

Reservas: (GD(2))

totalescupser

dasDesarrollaserGD

.Re.Re

.Re2 …(14)

Pozo

1.125 Pozos X 19,25 Acres = 21.667,4 Acres AD=

21.667,4 Acres

24.555,0 Acres

68

Para el ejemplo:

GD(2)= = 0,17 = 17%

Finalmente, calcule el Volumen de Reservas Desarrolladas utilizando la siguiente

formula:

FrB

ShAdasDesarrollaser

Oi

OiD ****758.7

.Re ……….. (15)

Donde:

AD: Área de Reservas Desarrolladas, Acres

h: Espesor de arena neta, en pies.

: Porosidad, en porcentaje.

Soi: Saturación Inicial de Petróleo, en porcentaje.

Boi: Factor Volumétrico Inicial del Petróleo, en BY/BN.

Fr: Factor de Recobro, en fracción.

La mayoría de estos parámetros aparecen en el Libro de Reservas.

Obsérvese la gran diferencia en el Grado de Desarrollo del Yacimiento

Bachaquero 02 calculado por ambos métodos. Resulta ilógico que un yacimiento que ha

producido un total de 1.746,7 MMBls., equivalente al 65% de sus Reservas

Recuperables, con más de 1.200 pozos perforados, posea un desarrollo de solo 17%.

Esto evidencia el grave error que existe en el Libro de Reservas en cuanto al desarrollo

de las reservas.

2.2.7. Factor de Recobro

El factor de recobro (FR) es la relación que existe entre el volumen de reservas

recuperables y el volumen de hidrocarburos original en sitio (POES o GOES).

Generalmente, en su fase inicial, resulta por analogía con la información de los

yacimientos existentes.

2.678,5

Acres

450,7

Acres

69

T A

S A

PRODUCCION ACUMULADA

ALTA TASA

BAJA TASA

RECUPERACION TEORICA

LIMITE ECONOMICO

RESERVA

Aunque el mecanismo de producción es el factor principal que influencia el recobro

de hidrocarburos, numerosos otros factores, inherentes a los yacimientos y a resultados

de prácticas inadecuadas de completación, influencian el recobro final, entre estas

tenemos:

Tasa de producción

Esta viene definida por la ecuación N° 1:

weo

wfro

orr

ppkkq

/ln

2

(16)

Para yacimientos con mecanismos de producción primarios, los únicos parámetros

que pueden ser alterados por intervención humana son la permeabilidad en la cercanía

del pozo y la presión de producción, la permeabilidad mediante técnicas de estimulación

como fracturas o ácidos y la presión puede ser reducida por la instalación y

optimización de levantamiento artificial y aunque un ajuste en la capacidad de los pozos

no alterará la cantidad teórica de petróleo movible, si afectará la recuperación hasta él

limite económico, tal como se ilustra a continuación.

La única diferencia entre los dos casos, es la capacidad de producción de los

pozos, la producción acumulada al limite económico será mayor en el caso de la Alta

tasa de producción y por ende las reservas producidas. Como se aprecia en la figura 5.

Figura 5.- Tasa de Producción Vs Producción Acumulada

70

Calidad de crudo

El tipo de crudo en el yacimiento afecta directamente las reservas por el volumen

de gas en solución y la viscosidad de petróleo, crudos que tienen menos gas disuelto en

solución tiene menos energía para recuperar petróleo en yacimientos con empuje por

gas en solución; Estos generalmente son crudos de baja gravedad.

La viscosidad del petróleo incide en la recuperación en dos formas, primero, si hay

dos fluidos en el yacimiento con diferencias de viscosidad importantes, la producción de

petróleo declina rápidamente debido a conificación o adedamiento del otro fluido y

segundo, la productividad de un pozo es inversamente proporcional a su viscosidad.

Características del yacimiento

Las hetereogeneidades del yacimiento afectan grandemente el factor de recobro,

debido a que disminuyen la cantidad de petróleo en sitio que pueden ser extraídos por

los pozos existentes y causando un agotamiento desigual en el yacimiento, resultando

una gran cantidad de petróleo dejado en sitio porque es antieconómico producirlo.

Algunas de estas características incluyen variaciones de permeabilidad, sistemas de

doble porosidad, yacimientos naturalmente fracturados con fracturas cementadas, etc.

Aunque un yacimiento heterogéneo generalmente tiene un recobro mas bajo que

uno homogéneo, algunas heterogeneidades pueden ayudar al mecanismo de

producción actuante e incluso incrementar las reservas, por ejemplo en yacimiento con

empuje hidráulico, donde la conificación es preocupante, un taponamiento lutítico puede

restringir el avance del agua y por ende aumentar la producción de petróleo por un

tiempo mayor, también fracturas parcialmente cementadas o sin cemento, pueden

mejorar la recuperación en yacimientos de baja permeabilidad que de otra forma seria

antieconómico producir.

Geometría del yacimiento

Son muchos los factores asociados que pueden influir en la cantidad de petróleo

recuperable bajo agotamiento natural, la forma del yacimiento, la continuidad de los

71

estratos, la estructura, el fallamiento y el buzamiento. Todos estos factores pueden

afectar tanto el mecanismo de producción así como la viabilidad económica de

desarrollo de la acumulación.

Dependiendo del mecanismo actuante, la configuración geométrica, tendrá efectos

en diversas formas. En un yacimiento con gas en solución, la descarga vertical podría

permitir la formación de una capa de gas secundaria, la cual se mantendría como una

fuente de energía. En general, en yacimientos menos continuos, resulta una

recuperación menor porque algunas partes del yacimiento no estarían en comunicación

con los pozos productores, en estos casos, se tiene que recurrir a la perforación ínter

espaciada, a fin de incrementar las reservas. También, debido a las discontinuidades,

los contactos gas - petróleo y agua - petróleo, podrían no avanzar uniformemente y el

petróleo podría ser dejado atrás.

Efectos del límite económico

Cuando el factor de recobro es estimado a través de técnicas detalladas como la

simulación numérica, análisis de curvas de comportamiento, o estimado con base a

juicios de ingeniería, se debe asumir él limite económico del yacimiento, basado

generalmente, en el ambiente económico actual usando la tecnología conocida. Los

factores que afectan este límite, son los precios de los hidrocarburos, los costos

operativos, los regímenes fiscales vigentes, los cuales podrían anular en un momento

dado alguna ganancia posible.

Espaciamiento entre pozos

Un solo pozo en un yacimiento grande, podría teóricamente producir todo el

petróleo movible, pero esto tomaría un gran número de años y no se obtendría un

recobro óptimo. El punto en el cual incrementando el número de pozos no aumentará

marcadamente la recuperación de petróleo de petróleo cuando estamos produciendo

por encima del límite económico, se conoce como el espaciamiento óptimo. Este punto

es único para cada yacimiento y es establecido combinando criterios técnicos y

evaluaciones financieras.

72

Restricciones legales

Las regulaciones gubernamentales, influyen en la recuperación, por cierres de

pozos, yacimientos y hasta campos completos, por exceder los límites de la Relación

Gas – Petróleo máxima permisible, cierre de pozos para evitar venteo. Análisis del

Comportamiento de Producción El estudio de las curvas de comportamiento de

producción, constituye el método más comúnmente usado para predecir como se

comportara el yacimiento hasta alcanzar su tasa de abandono o limite económico.

Los resultados del análisis son validos, si durante el periodo de evaluación las

condiciones de producción de los pozos se mantienen estables, por lo que se debe

seleccionar ésta en función, del menor número de cierres y apertura de pozos, con fin

de reflejar el comportamiento real del yacimiento, teniendo en cuenta que es un método

empírico, de resultados de la interpretación de curvas, depende del buen juicio del

evaluador y del conocimiento que se tenga del yacimiento, aquí vuelve a tomar vigencia

una buena conceptualización del modelo geológico y de la calidad y calidad de la data

que se tenga para definir los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio. Una de las

características fundamentales de este método es que puede llevar al analista a concluir

que estos volúmenes pueden estar sobre o subestimados, por lo que es posible que en

algunos casos haya que devolverse al punto de partida para comenzar una nueva

estimación.

Esta técnica, es un método indirecto del cálculo del factor de recobro, ya que de lo

que se obtienen de ellas es curva recuperable de los yacimientos, a un límite

económico o tasa de abandono preestablecida.

Sedimentología

Numerosos autores consideran el ambiente sedimentario como parámetro

determinante en el recobro final de un yacimiento. Frank Tyler analiza el factor de

recobro en función del ambiente sedimentario. En el capitulo V se discute

suficientemente el mencionado análisis.

73

El ambiente sedimentario determina el tipo de roca, tamaño del grano, contenido

de arcilla, homogeneidad del yacimiento, etc. Estos elementos determinan a su vez la

porosidad y permeabilidad del yacimiento, factores determinantes en el recobro. Resulta

lógico entonces suponer la dependencia del recobro final como una función de la

sedimentología.

2.2.8.- Factores que afectan la estimación de reservas

Las incertidumbres asociadas a las estimaciones de reservas y el valor de los

hidrocarburos producibles cambian con el tiempo y puede ser dividida en tres

clasificaciones, tal como se muestra a continuación:

Incertidumbres Técnicas

Básicamente relaciona si los volúmenes de hidrocarburos estimados existen en el

subsuelo y si las reservas de tasas de recuperación son las proyectadas por el analista.

El riesgo técnico casi es una función de cuanto tiempo el yacimiento ha producido y la

madurez y calidad de la data con la cual se desarrollo la determinación de las reservas.

El nivel de incertidumbre de los parámetros envueltos en todas las fases de la

estimación de las reservas y en la medida, que estos representen de la mejor forma

posible las características del yacimiento, en esa misma medida se obtendrán el mejor

estimado.

Incertidumbres Económicas

Aunque los ingenieros geólogos, en algún momento pueden tomar en cuenta las

incertidumbres económicas, para estimar las reservas, son los economistas y analistas

financieros, los mejores preparados para predecir factores de mercados y financieros.

Entre los principales riesgos, tenemos las fluctuaciones en los precios del petróleo y/o

gas, costo del capital, costo de perforación, inflación, etc.

Incertidumbres Políticas

Estas incluyen, los impuestos nacionales y locales, regulaciones ambientales,

inestabilidad internacional que podrían romper el balance de las

74

importaciones/exportaciones, reducción de producción, decisiones OPEP. Etc. En

resumen el total de los factores de incertidumbre, es el producto de los factores

técnicos, económicos y políticos.

2.2.9. Recuperación Secundaria

Bajo este concepto se incluyen las cantidades de hidrocarburos que pueden ser

recuperadas por encima de las reservas que se recuperaran por agotamiento natural

del yacimiento.

2.2.10. Recuperación Suplementaria

Bajo este concepto se incluyen la recuperación secundaria y la recuperación

mejorada, en ocasiones también llamada recuperación terciaria.

2.2.11. Petróleo Original En Sitio (POES)

Es el volumen total estimado de petróleo contenido originalmente en un yacimiento

a condiciones normales de presión y temperatura (14,7 Lpc y 60 °F).

2.2.12.- Gas Original En Sitio (GOES)

Es el volumen total estimado de gas contenido originalmente en yacimiento a

condiciones normales de superficie.

2.2.13.- Condensado Original En Sitio (COES)

Es el volumen total estimado de condensado contenido originalmente en

yacimiento a condiciones normales de superficie.

75

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1.- Metodología de la Investigación

La finalidad de este capítulo es dar una explicación detalladamente de la

metodología a emplear; de esta forma se analizará el tipo de investigación, el diseño de

la investigación, la población y muestra, los instrumentos para la recolección de datos.

3.2. Tipo de Investigación

Esta investigación por sus características va incluida en dos tipos, según Aura M.

Bavaresco de Prieto, en su libro “Proceso Metodológico de la Investigación”. Siendo

calificada como:

Investigación Documental, este tipo de Investigación constituye prácticamente la

investigación que da inicio a casi todas las demás, por cuanto permite un conocimiento

previo o bien el soporte documental o bibliográfico vinculante al tema objeto de estudio,

conociéndose los antecedentes y quienes han escrito sobre el tema. “Esta investigación

es la que permite desarrollar con más propiedad las otras investigaciones”.

Es una investigación de tipo Aplicada, ya que según Bavaresco, Aura. (1997). “Una

investigación Aplicada es aquella cuando dicha investigación se lleva a la aplicación”.

De esta forma indica en función del tipo de investigación referida indica que “La ciencia

aplicadas concentra su atención en estas posibilidades concretas de llevar a la practica

las teorías, y destinan sus esfuerzos en resolver las necesidades que se plantean las

sociedades y el hombre.”

Por otro lado, Tamayo y Tamayo, (1996) refiere que “Es el estudio y aplicación de

la investigación a problemas concretos, en circunstancias y características concretas.

Esta forma de investigación se dirige a su aplicación inmediata y no al desarrollo de

teorías”

76

Fundamentándose en lo expuesto anteriormente, esta investigación consiste en

realizar una evaluación y revisión general de la metodología y procedimientos

utilizados por los evaluadores de las reservas en las empresas petroleras, en cuya

investigación se obtendrán respuestas a interrogantes, a través de cálculos y análisis

basados en datos reales del yacimiento y gracias a sus aportes se pretende mejorar las

estrategias de explotación y recuperación de las reservas a través de los métodos

estudiados. También permitirá dar inicio a otras investigaciones basadas en el mismo

tema.

3.3. Población y Muestra

La población y el espacio muestral es el mismo, ya que en esta investigación se

revisarán y estudiarán todos los métodos existentes en él calculo de Reservas de

petróleo, gas y condensado.

3.4. Procedimiento de Investigación

A continuación se explicará detalladamente todo el procedimiento llevado a cabo

para el Desarrollo de los Objetivos propuestos en esta investigación.

3.4.1. Revisión Documental y Bibliográfica

Esta es la técnica que se encuentra ubicada en primer lugar, debido a que

constituye el soporte teórico-documental de la investigación, a través de ésta técnica

se buscó a partir de textos, Artículos Técnicos (SPE) publicados en Internet, de

Documentos Técnicos Internos de PDVSA, de Entrevistas Personales; Todo lo

relacionado con los métodos para calcular reservas, como también toda aquella

información necesaria para desarrollar la investigación propuesta. Entre las actividades

desarrolladas a partir de esta técnica esta lo siguiente:

Antecedentes

Esta parte es de Vital importancia porque permitió conocer quien o quienes

aplicaron o estudiaron sobre este tema anteriormente y que resultados arrojaron luego

77

de su estudio, cuestión ésta que ayudó a tener una visión de lo que se quería obtener

con este trabajo.

Traducciones

Debido a que la investigación en unos de sus objetivos específicos se fundamenta

en la investigación de nuevas técnicas y avances tecnológicos en el calculo o

estimación de las reservas, fue necesario y de vital importancia la traducción de

artículos (Ingles-Español) encontrados en la investigación para así poder cumplir con el

objetivo propuesto.

3.4.2. Bases Teóricas

Fue otras de las cosas que se dedujeron a partir de la observación documental y

bibliográfica, Lo cual constituyo el apoyo inicial para el desarrollo general de la

investigación.

3.4.3. Programas Computarizados y Aplicaciones Funcionales utilizadas para

el desarrollo de la Investigación

Microsoft Excel

Es la hoja de cálculo más versátil y práctica en la aplicación de fórmulas y

funciones matemáticas, permitiendo lograr objetivos o tomar decisiones con mayor

rapidez. Ofrece la oportunidad de procesar base de datos de las más simples a las más

complejas, realizar filtros y obtener información de acuerdo con el criterio de selección.

Además tiene un módulo de gráficas a través de las cuales se puede presentar la

información en histogramas de frecuencias, diagramas de barras y de tortas,

dimensiones XY, XYZ y otras diversidades. Este programa fue utilizado pues la

información recolectada fue vaciada en una hoja de cálculo para facilitar su uso.

Microsoft Word

Es el procesador de texto más utilizado en la actualidad, ya que ofrece mayor

rendimiento y es de fácil manipulación, además proporciona las herramientas

78

necesarias para facilitar las tareas como transcripción de textos, copia, traslado,

eliminación o inserción de párrafos, búsqueda y reemplazo de palabras, corrección

automática de ortografía, entre otros.

Microsoft Power Point

Es el programa más popular para presentaciones gráficas en todo el mundo,

permite crear rápidamente transparencias, elementos impresos, diapositivas, cuadros;

también permite la integración o vinculaciones de objetos no propios de Power Point,

mediante el intercambio dinámico de datos.

3.4.4. Análisis Estadístico de los Factores de Recobro

Para la realización del análisis estadístico fue necesario revisar los factores de

recobro pertenecientes a 1.126 yacimientos de 1.372 existentes en la cuenca del lago

de Maracaibo, obtenidos del Libro de Reservas de PDVSA Occidente (año 2004); a fin

de proponer factores de recobros con menos incoherencias y de esta manera obtener

estadísticas confiables. La revisión de los factores de recobro fue basada o sustentada

por tablas, nomogramas, correlaciones y bajo la supervisión del tutor industrial. Las

estadísticas fueron realizadas por formación, excluyendo aquellas que están

compuestas con yacimientos naturalmente Fracturados debido a su complejidad para

su estudio y la falta de información necesaria para éste.

Para la realización de las estadísticas se agruparon los factores de recobro en

intervalos de 10% y se realizó un Pre-análisis con los valores oficiales del factor de

recobro obtenidos en el libro de reservas y un Post-análisis con los valores de los

factores de recobros revisados, por formación. Y de esta manera obtener un manual o

guía practica de gran utilidad para los ingenieros de yacimientos al momento de estimar

factores de recobro.

79

CAPÍTULO IV

AVANCES TECNOLÓGICOS

4.1.- Avances Tecnológicos para la Estimación de Reservas

4.1.1.- Mejoras de las reservas en los yacimientos por métodos de Balance

de materiales J.L. Pletcher, SPE, Maratón Oil Company (jubilada) paper 62882

La experiencia con un número de modelos de simulación y del balance material en

el campo ha revelado algunos procedimientos que se pueden utilizar para mejorar el

análisis de los yacimientos de petróleo y de gas:

• La falta de explicar un empuje débil de agua puede dar lugar a los errores del

balance material que no son insignificantes.

• La aserción de los autores anteriores dice que un empuje débil del agua exhibe

una cuesta negativa en el diagrama de Cole (gas) y diagrama de Campbell (petróleo).

Si se ha confirmado. Un empuje débil del agua se detectará en estos diagramas mucho

más inequívoco que en otros diagramas comunes tales como el diagrama de “Z” y “P”

para el gas.

• Una versión modificada del diagrama de Cole se propone para explicar la

compresibilidad de la formación.

• Los índices del empuje del yacimiento son una herramienta útil para determinar la

corrección de la solución del balance material porque deben sumar a 1.0. Los índices

del empuje nunca se deben normalizar para sumar a 1.0 porque éste obscurece su

utilidad y conduce a un sentido falso de la seguridad.

• Una versión modificada del diagrama del escarcho (para el gas) propone mejora

la interpretación en algunas situaciones del empuje por agua.

80

• El balance de material no ha sido substituido por la simulación del yacimiento, es

complemento a la simulación y puede proporcionar información para nuevas

penetraciones valiosas al funcionamiento del yacimiento que no se puede obtener por

el uso solo de la simulación.

En yacimientos de gas, el diagrama de “Z” y “P” contra la producción acumulativa

del gas, Gp, es un método extensamente aceptado para buscar soluciones con balance

de materiales a los yacimientos de gas bajo agotamiento por empuje. La extrapolación

del diagrama a la presión atmosférica proporciona una estimación confiable del gas

original en sitio. (GOES). Si un empuje por agua está presente, el diagrama aparece a

menudo ser lineal pero la extrapolación dará un valor erróneamente alto para el

(GOES). Muchos autores han tratado este problema, especialmente en los casos de

empujes fuertes o moderados de agua. El diagrama de “Z” y “P” es realmente más

ambiguo en impulsiones débiles del agua que las fuertes o moderadas. El diagrama de

Cole ha demostrado ser una herramienta de diagnóstico valiosa para distinguir los

yacimientos de petróleo y gas que están produciendo bajo empuje por agua.

El diagrama análogo para los yacimientos de petróleo es el diagrama de

Campbell. La literatura acentúa los empujes fuertes y moderados por agua, que afirman

son una cuesta positiva y una curva chepa, formada, respectivamente. Aunque los

autores anteriores han reconocido que las impulsiones débiles del agua pueden

producir cuestas negativas en estos diagramas, este autor no está enterado de

ejemplos en la literatura. Este artículo demuestra ejemplos usando la simulación y datos

reales del campo en donde la cuesta negativa revela claramente un empuje débil de

agua. Estos diagramas son mucho más de diagnóstico que, por ejemplo, el diagrama de

“Z” y “P” para el gas. Una vez que se hayan diagnosticado las impulsiones débiles del

agua, las medidas apropiadas se pueden tomar en las ecuaciones del balance material

a resultados más exactos de la producción.

El diagrama de Cole asume que la compresibilidad de la formación puede ser

descuidada, que es con frecuencia el caso con el gas. Sin embargo, en esos

yacimientos donde no está insignificante la compresibilidad de la formación, una

modificación al diagrama de Cole se presenta que incorpora el término de

81

compresibilidad (Cf) y da resultados más exactos. Los índices del empuje del

yacimiento se han utilizado para cuantificar la magnitud relativa de las varias fuentes de

energía activas en un yacimiento. Se demuestra aquí que los índices del empuje son

también una herramienta de diagnóstico útil para determinar la corrección de una

solución del balance material porque deben sumar a 1.0. Si no suman a 1.0, no se ha

obtenido una solución correcta.

En algunos programas comerciales del balance de material, los índices de empuje

se normalizan automáticamente para sumar a 1.0 que obscurece no solamente su

utilidad pero también conducen a la impresión falsa de alcanzar una solución correcta.

El diagrama del escarcho ha sido presentado como herramienta para solucionar el

balance de material del gas en presencia de empuje de agua. Este artículo demuestra

que para los empujes por agua con el modelo del acuífero de pote, la interpretación

puede ser mejorada incluyendo la producción del agua en el eje-x. Esto mejora las

linealidades del diagrama y da valores más exactos para (GOES). Finalmente, se

discute que incluso en esos yacimientos para los cuales se realice un estudio de la

simulación, el balance de material sea realizado sobre una base independiente. La

simulación no se debe ver como reemplazo al balance de material.

La ejecución de un estudio separado del balance de material mejorará la

comprensión total del yacimiento y realzará generalmente cualquier estudio

subsecuente de la simulación.

El balance material se debe ver como complemento a la simulación no como

acercamiento competente.

YACIMIENTOS DE GAS

Diagrama De Cole

El diagrama de Cole es una herramienta útil para distinguir entre los yacimientos

agotados por empuje con agua o empuje con gas. El diagrama se deriva de la ecuación

general del balance material para los yacimientos del gas:

82

F = G (Eg + Efw) + We. ………………………………… (4.1) Donde: F: Es acumulativo del yacimiento voidage,

F = Gp Bg + Wp Bw, ....................................................(4.2)

Eg: Es la expansión acumulativa de gas,

Eg = Bg – Bgi, ............................................................ (4.3)

Efw: es expansión acumulativa de la formación y del agua:

)(1

PPS

CCSBE i

wi

fwiwi

gifw

……………………………….(4.4)

Muy a menudo en los yacimientos del gas, Efw está insignificante comparado a Eg

y puede ser no hecha caso. Entonces la substitución y cambiando, Ecuación (4.1) se

puede expresar como:

gig

wpe

gig

gp

BB

BWWG

BB

BG

………………………………. (4.5)

Los diagramas se representan aquí

Figura 6. Curva del diagrama de Cole formada en función de la fuerza del acuífero.

83

Wang y Teasdale indicaron que en presencia de un empuje débil de agua, el

término siguiente; de la ecuación (4.5). ig

wpe

BB

BWW

, disminuiría con el tiempo porque

el denominador aumentaría más rápidamente que el numerador. Por lo tanto, los puntos

trazados exhibirán una cuesta negativa según lo demostrado en la figura 4.1, y esto se

ha observado de hecho en la práctica como será demostrado más adelante. Mientras

que progresa el agotamiento del yacimiento, los puntos emigran verticalmente hacia

abajo y a la derecha hacia el GOES verdadero; cuanto más pequeño es el acuífero, el

diagrama se acercará al GOES más verdadero. Observe que la cuesta negativa de la

curva con empuje débil de agua representa una anomalía algo inesperada.

El eje-y que traza el término gig

gp

BB

BG

las cantidades al GOES evidente que sería

calculado si se asume que ninguna impulsión del agua estaba presentes. Por lo tanto,

bajo impulsión débil del agua el GOES evidente disminuye con el tiempo,

contrariamente a eso para un fuerte o modera la curva débil de la impulsión del agua

comienza realmente con una cuesta positiva en los primeros tiempos del agotamiento

del yacimiento según lo demostrado en figura (4.1).

Antes de desarrollar la cuesta negativa. Los puntos muy tempranos son difíciles de

utilizar para la determinación del GOES, sin embargo, porque exhiben con mucha

frecuencia la dispersión que es introducida por incluso errores pequeños en medidas de

la presión inicial en la vida del yacimiento

Diagrama Modificado De Cole. En algunos yacimientos de gas, la compresibilidad

de la formación no es insignificante, en la cual el caso Efw no se debe hacer caso y Eq.

(4.5) deben ser escritos:

t

e

t E

WG

E

F ………………………………………(4.6)

Donde Et es la extensión total del yacimiento,

84

Et = Eg + Efw......................................................………. (4.7)

El término TEF / ahora incorpora la contribución de la energía de la

compresibilidad de la formación (y agua) así como la extensión de gas. El diagrama

modificado de Cole consiste en el trazar TEF / en el eje-Y contra el Gp en el eje-X.

Verticalmente, los puntos estarán más cercanos al valor verdadero de GOES que en el

diagrama original.

En yacimientos donde está la compresibilidad de la formación como un

contribuidor significativo a la energía del yacimiento, tal como en yacimientos

anormalmente ejercidos por presión, el diagrama original de Cole exhibirá una cuesta

negativa incluso así no exista empuje por agua presente. La versión modificada, sin

embargo, trazará en una línea horizontal, asumiendo que el valor correcto de cf está

siendo utilizado al momento de calcular el término TEF / .

Así, construir los diagramas original y modificados de Cole, distinguirá entre esos

yacimientos que estén conforme a un acuífero débil y compresibilidad significativa de la

formación y esos yacimientos donde está significativa la compresibilidad de la formación

pero sin ningún acuífero unido: para el anterior, ambos diagramas tendrán una cuesta

negativa, y para el último el diagrama original de Cole tendrá una cuesta negativa

mientras que el diagrama modificado será horizontal. Esto asume, por supuesto, que la

compresibilidad de la formación está conocida con certeza, que es a menudo

problemática. Así mismo, realmente, las cuestas negativas en los diagramas

modificados y el original de Cole pueden resultar de cualquier fuente inexplicable de la

energía que está disminuyendo con la expansión del gas en relación con el tiempo. Esto

podía incluir, por ejemplo, la comunicación con otros yacimientos.

Índices de Empujes

Los índices de empuje se han definido en los yacimientos de petróleo para indicar

la magnitud relativa de las diversas fuerzas de energía que contribuyen al agotamiento

85

gp BG

GEGDI

gp

fw

BG

GECDI

gp

wpe

BG

BWWWDI

del yacimiento. Semejantemente, los índices de empuje se pueden definir para los

yacimientos de Gas como sigue:

Índice por Empuje Gas:

(4.8)

Índice de la impulsión por compresibilidad del agua connota y del agua de

formación:

. (4.9)

Índice por Empuje de Agua:

(4.10)

Los numeradores de estas tres fracciones representan la expansión del gas, de la

roca y del fluido, y la afluencia neta del agua; Respectivamente (en volúmenes

acumulativos del yacimiento). Si el balance material se soluciona correctamente, la

suma de de estas tres fracciones sin dimensiones son iguales a la unidad, es decir:

GDI + CDI + WDI = 1 (4.11)

Si los índices de empuje no suman a 1.0, no se ha obtenido una solución correcta

del balance material.

En la práctica, los índices de los empujes se calculaban de datos reales del campo

y suman raramente exactamente a 1.0 porque los datos no son perfectos. Estos índices

sumados varían típicamente entre los valores algo más en gran parte de 1.0 y algo más

86

pequeño, con el grado de desviación a partir del 1.0 una función de la calidad de los

datos. Sin embargo, si los índices sumados son constantemente mayores que 0

menores de 1.0, o demuestre una tendencia de aumento o que disminuye constante,

ésta es una indicación que una solución correcta al balance material no se ha obtenido.

Modelo De Simulación Del Gas

Un modelo simple de gas fue construido usando el simulador del yacimiento

Eclipse, para estudiar los efectos de la afluencia débil del agua en balance de material

en yacimientos de gas. Una célula contuvo el gas en la saturación irreducible de agua,

es decir el modelo del "tipo tanque", satisfecho idealmente al análisis del balance de

materiales, y la otra célula contuvieron un volumen igual del poro con la saturación de

agua al 100%. El GOES era cerca de 101 BPC. Un solo pozo fue producido en un

índice de 15 MMPCD por 10 años, Con una recuperación un poco de la mitad del

GOES (54.3%). Otras características del modelo son:

Área = 640 Acres

Espesor de la arena neta = 200 Ft.

Porosidad = 15%

Volumen poroso del yacimiento = 74.5 × 106 RB

Sw = 15%

OGIP = 100.8 BCF

Permeability = 100 md.

Cf = 6 × 10-6 psi-1

Cw = 3 × 10-6 psi-1

Temperatura del yacimiento = 239º F

La salida del simulador en los intervalos anuales fue utilizada para realizar una

evaluación del balance material del yacimiento. Los resultados de la producción y de la

presión de la simulación se dan en la tabla 4.1

87

Tabla 2 Historia de Simulación de dos Celdas de Gas.

AÑOS PRESIÓN LPCA ACUM. DE GAS

PROD. BCP ACUM. DE AGUA

PROD. BLS STAND ACUM. DE AGUA

INYEC. BLS STAND

0 6411.0 0.0 0.0 0.0

1 5947.0 5.5 378.0 273294.0

2 5509.0 11.0 1434.0 552946.0

3 5093.0 16.4 3056.0 817481.0

4 4697.0 21.9 5284.0 1068632.0

5 4319.0 27.4 8183.0 1307702.0

6 3957.0 32.9 11864.0 1535212.0

7 3610.0 38.3 16425.0 1752942.0

8 3276.0 43.8 22019.0 1962268.0

9 2953.0 49.3 28860.0 2163712.0

10 2638.0 54.8 37256.0 2359460.0

Figura 7. Grafico de Producción Vs P/Z Modificado Simulado con 2 celdas de Gas y GOES= 101 BCD

Las características de PVT se dan en la tabla 2. El diagrama de “Z” y “P” se

demuestra en Figura 4.2, donde cada punto representa condiciones al final de cada año

por 10 años. Puesto que la compresibilidad de la roca en este caso no es insignificante,

la “Z” y “P” que trazaba los Término fue modificado para explicar la contribución

adicional de la energía usando un método equivalente al de Ramagost y de Farshad.

Los puntos trazados de “Z” y “P” en la Figura 4.2 parecen mentir en una línea recta casi

perfecta (R2=0.9998 después de 10 años), dando la impresión que una extrapolación

88

se podría hacer con confianza. Sin embargo, una extrapolación de los puntos hechos

después de 2 años, cuando el 11% del GOES verdadero habían sido producidos,

rendiría un valor de 109 BCF del GOES, o sea 8.2% mas. Después de 5 años, el error

sería mas de 6.5%. Incluso después de 10 años y recuperaciones del 54% del GOES,

el error todavía estaría en mas de 4.0%. Los errores de esta magnitud no son

insignificantes para acuífero muy pequeño.

La existencia de un empuje por agua sería prácticamente imposible detectar en

pozos con producción porque incluso después de 10 años el pozo hizo solamente 1.5

BST/MMPCS del agua.

Diagrama Original Y Modificados De Cole

El diagrama de Cole, Figura 8 para datos de acuíferos débil se exhibe una curva

negativa. El diagrama de Wang y de Teasdale corrobora la contención que indica

claramente el diagrama de Cole que es la presencia uniforme de un empuje débil de

agua, mientras que el diagrama de “Z” y “P” es totalmente ambiguo. La curva negativa

distingue el sistema de un empuje débil de agua al de un empuje fuerte de agua (curva

positiva), un empuje moderado de agua (forma una curva de tipo domo), y la el

agotamiento por el empuje es (linea horizontal), Figura 8.

Figura 8.Grafico de Cole, Original y Modificado, de la Simulación de 2 celdas de Gas

89

Observe que los valores de la ordenada trazados en la Figura 8 aparecen emigrar

hacia el valor verdadero del GOES, 101 BCF, como ocurre en el agotamiento del

yacimiento. Así, el punto trazado más reciente en el diagrama de Cole se podría tomar

como el valor posible máximo de GOES, cerca de 107 BCF después de 10 años (Gp =

54% del GOES). Puesto que la compresibilidad de la formación no es insignificante en

este ejemplo, el diagrama modificado de Cole debe ser utilizado. Según lo esperado, los

puntos más cercano al valor verdadero del GOES en diagrama original de Cole,

Figura 8.

Los valores en los intervalos de un mes durante el primer año de la producción se

incluyen en Figura 8, como líneas continuas sin símbolos. Los primeros puntos en ese

tiempo exhiben una curva positiva escarpada. La curva negativa se convierte después

de los diez meses cuando se ha producido 4.5% del GOES verdadero.

Diagrama Del Acuífero Tipo Pote

Si el acuífero es relativamente pequeño, tiene buena comunicación con el

hidrocarburo del yacimiento, y la permeabilidad es suficientemente alta, el acuífero se

puede describir usando el modelo supuesto del acuífero del pote y POES se puede

obtener con el diagrama del acuífero tipo pote, o alternativamente usar el método del

pote de Tehrani. En el modelo del acuífero del pote, cualquier gota en la presión del

yacimiento se transmite instantáneamente a través del acuífero entero.

Matemáticamente:

PPWCCW ifwe ……………………………(4.12)

Donde W = agua original del acuífero en sitio (AOES), RB.

wfw

wi

fwwigi

g

i

g

CCS

CCSGB

E

PPG

E

F

1……….(4.13)

90

Al graficar gE

F en el eje Y versus

g

i

E

PP en el eje X se obtiene una línea recta con

la intercepción de Y igual a G. La cuesta es dada por el término en soportes y es una

función de la compresibilidad de la roca y del agua así como el tamaño del acuífero, W.

Observe que este diagrama permite la determinación de GOES sin ningún conocimiento

del tamaño o de la compresibilidad del acuífero.

El término de la curva en la Ecuación 4.13 permite solucionar para el agua original

del acuífero, W (sí se asume que el cf. Se conoce). Entonces:

fw

fwwi

wi

gi

CC

CCSS

GBSlope

W

1

……………………(4.14)

Donde G y la curva se obtienen de la menos línea recta apta del cuadrado. La

Figura 4.4, demuestra el diagrama del acuífero del pote por el ejemplo de la simulación

de dos celdas de gas y los valores de GOES obtenido de la extrapolación de las líneas

rectas cabidas a los datos usando el método de least-squares, asumiendo que los

análisis habían sido realizados en las varias horas a través de la historia del yacimiento.

Los puntos al tiempo inicial trazan típicamente debajo de la línea recta verdadera que

se convierte eventual. Después de 2 años del funcionamiento, la línea verdadera

todavía no sería evidente y un análisis incluiría puntos a partir de los años 1 y 2, dando

un valor para GOES cerca del 4% más alto. Los análisis conducidos después de 5 y 10

años habrían excluido los datos del año 1 del menos ajuste del cuadrado. En todos los

casos, los valores de GOES son excedente perceptiblemente mejorado ésos obtenidos

del diagrama de “Z” y “P”.

En la Figura 4.4, los puntos se trazan en los intervalos de un mes durante el primer año

usando los símbolos más pequeños. Estos puntos tienen una cuesta negativa, y no

comienzan "a turning.over" hacia la tendencia correcta de el positivo - cuesta hasta

sobre el ¾ de la manera con el año. Esto es típico del diagrama del acuífero del pote,

así el diagrama puede no ser usable muy temprano en la vida del yacimiento. La tabla 3

91

resume los valores de GOES obtenidos usando los varios métodos y los errores de los

por centages. Incluso la solución modificada del diagrama de Cole está más cercana al

GOES verdadero que el diagrama de “Z” y “P”.

Figura 9.- Diagrama Del Acuífero Tipo Pote para la simulación de 2 celdas de gas.

Tabla 3.- Resultado del Balance de Materiales sobre el Modelo de Simulación de las dos Celdas

% de GOES PROD.

P/Z PARA Cf MODIF. DIAGRAMA DE COLE

MODIF. DIAGRAMA DE ACUIFERO

TIPO POTE

G % ERR G % ERR G % ERR

11 109.0 8.2 <108.9 <8.0 105.3 4.5

27 107.3 6.5 <107.2 <6.3 101.6 0.8

54 104.8 4.0 <104.4 <3.6 101 0.2

La cuesta de la línea de la solución en figura 4.4 después de 10 años es 1103

RB/psi, dando un W calculado de 69.1 MMRB, con un 7% por debajo al valor

comparado verdadero de 74.5 MMRB. La afluencia acumulativa del agua se puede

calcular de la ecuación (4.12). Como RB 2.346.000 después de 10 años, cerca de 6%

menos que el RB 2.494.000 de la simulación. Observe que si en hecho no hay acuífero,

el diagrama del acuífero del pote todavía se aplica. En este caso, W cae del término de

la cuesta que se puede entonces cambiar para solucionar la compresibilidad de la

formación:

92

wwi

gi

WI cSGB

SSlopeCf

1……………………(4.15)

Para este modelo, un cf de 14.3×10-6 psi-1 se calcula, perceptiblemente más

grande que el valor "sabido" de 6×10-6 psi-1. En un ajuste del mundo real, ésta sería

otra indicación la cual una fuente de energía adicional necesita ser considerada

Índices de empujes

Los índices de impulsión eran calculados para el modelo de la simulación de dos

celdas si se asume que la solución de “Z” y “P” estaba correcta y comparado con

índices de la impulsión calculaba con la solución más exacta obtenida del diagrama del

acuífero del pote. La tabla 4 compara los dos cálculos después de 5 años de producción

y la tabla 5 compara los dos después de 10 años.

Tabla 4. Índice de Empujes después de 5 Años. Modelo de Simulación de 2 Celdas.

AÑOS P/Z SOLUCIÓN MODIF. SOLUCIÓN DEL ACUIFERO TIPO POTE

GDI CDI TOTAL GDI WDI CDI TOTAL

1 0.916 0.066 0.982 0.868 0.073 0.062 1.003

2 0.924 0.061 0.985 0.875 0.068 0.057 1.000

3 0.934 0.056 0.990 0.885 0.062 0.053 1.000

4 0.944 0.051 0.996 0.894 0.057 0.049 1.000

5 0.954 0.047 1.001 0.904 0.052 0.045 1.000

Tabla 5. Índice de Empujes después de 10 Años. Modelo de Simulación de 2 Celdas.

AÑOS P/Z SOLUCIÓN MODIF. SOLUCIÓN DEL ACUIFERO TIPO POTE

GDI CDI TOTAL GDI WDI CDI TOTAL

1 0.895 0.064 0.959 0.863 0.080 0.062 1.005

2 0.903 0.059 0.962 0.870 0.074 0.057 1.001

3 0.912 0.055 0.967 0.880 0.068 0.053 1.000

4 0.922 0.050 0.972 0.889 0.062 0.048 0.999

5 0.932 0.046 0.978 0.898 0.057 0.044 1.000

6 0.942 0.042 0.984 0.908 0.052 0.040 1.000

7 0.951 0.038 0.989 0.917 0.047 0.037 1.000

8 0.960 0.034 0.994 0.925 0.042 0.033 1.000

9 0.969 0.030 0.999 0.934 0.037 0.029 1.000

10 0.977 0.027 1.004 0.942 0.033 0.026 1.001

93

Los índices de la impulsión para la solución del acuífero del pote agregan hasta

1.0 según lo esperado, a excepción del año 1 que fue excluido del menos ajuste de la

solución del cuadrado. Para la solución incorrecta de “Z” y “P”, que no explica el

acuífero, los índices de la impulsión no agregan hasta 1.0 hasta posterior adentro los

períodos respectivos. Esto sería una indicación al ingeniero que hace el análisis que su

solución es incorrecta. Por lo tanto, el criterio de sí o no los índices de la impulsión

agregan a 1.0 es un indicador de la corrección de la solución del balance de material.

Se hace este punto porque algunos programas comerciales del balance de material

normalizan los índices de la impulsión de modo que agreguen siempre hasta 1.0. Esta

práctica es ineficaz porque priva al ingeniero de una herramienta para evaluar la

corrección de su solución y da la impresión falsa que se ha obtenido una solución

válida. Esto se aplica sin importar el modelo del acuífero que es cabido al yacimiento.

Solamente el crudo los índices calculados de la impulsión debe ser divulgado y sumado,

deben nunca ser normalizados.

Para resumir, la evaluación de este yacimiento que toma el acercamiento común

de considerar solamente el método de “Z” y “P” (modificado para incluir efectos de los

cf), en la superficie, daría cada indicación que una solución correcta del balance de

material había sido obtenida para la impulsión del agotamiento. Con todo GOES sería

erróneamente alto, con el error extendiéndose de cerca de 4 al 8% dependiendo de la

etapa del agotamiento del yacimiento considerada. Construir el diagrama modificado de

Cole o los índices calculadores de la impulsión señalaría que la solución no estaba en el

hecho correcto, con el anterior indicando que una impulsión débil del agua estaba en

presente del hecho.

4.2. Avances Tecnológicos en la estimación del factor de recobro

4.2.1.- Agotamiento Natural e Inyecciòn de Agua

Muchos petróleos pesados tienen cocientes muy bajos del gas (GOES), así que el

agotamiento que usa la energía natural en el yacimiento daría lugar a los factores bajos

de recobro (menos del 20%). Desde el principio fuerzan al ingeniero a considerar qué,

en el contexto de la recuperación convencional del petróleo, se llama recuperación

secundaria y terciario.

94

El efecto de la viscosidad en la inyección de agua considera la inyección de agua.

Un análisis unidimensional simple (1D) usando la teoría de Buckley-Leverett, demuestra

que la alta viscosidad en sitio del crudo pesado tiene un impacto severo en la eficiencia

de la inyección de agua. La figura (10) muestra el Factor de Recobro en función de la

viscosidad del crudo para los límites del corte de agua de 90, 94 y el 98% usando las

curvas relativas de la permeabilidad de la inserción y una viscosidad del agua de 1

CPS. Las gotas lineares del factor de la recuperación por alrededor de un cuarto para

cada aumento de diez dobleces en viscosidad del crudo.

Las curvas relativas menos favorables de la permeabilidad, la digitación viscosa, y

las ediciones bien de la productividad podían reducir el factor de la recuperación incluso

más futuro.

Figura 10. Factor de Recobro en función de la viscosidad del crudo en varios cortes de agua

Análisis Estadístico del Factor de Recobro por el API.

El análisis estadístico del factor de la recuperación por el trabajo estadístico del

instituto americano del petróleo (API) en el efecto de la viscosidad en eficacia de la

recuperación (Arps et al, un estudio estadístico de la edición de la eficacia de la

95

recuperación, del boletín D14 primer del API, 1967) implicó a un quinto la reducción en

el factor de la recuperación para cada aumento de la década en viscosidad. ¡En una

actualización (Doscher et al., análisis estadístico de la recuperación del petróleo crudo y

de la eficacia de la recuperación, la edición 1984 del boletín D14 segundo del API) fue

divulgado que no había correlación evidente con k/µ! Sin embargo, los altos datos de la

viscosidad fueron no hechos caso a menos que la permeabilidad fuera extremadamente

alta (evitar puntos periféricos)

Funcionamiento de la recuperación en Yacimientos de Petróleo en Alberta

La tabla demuestra un análisis del funcionamiento de la recuperación en

yacimientos de petróleo de Alberta (Canadá) excepto ésos yacimientos que contienen

el bitúmen. El factor de la recuperación en la inyección de agua (recuperación

secundaria) declina más rápidamente que del agotamiento natural con una gravedad

del API más baja

Tabla 6. Factores de Recobro de acuerdo a la Viscosidad y según el Tipo de Recuperación (Campo Alberta Canadá) Agotamiento natural >25°API 20-25°API <20°API

Número de casos 483 507 719

Promedio inicial de petróleo original en sitio (millones

de barriles) 2.1 3.1 6.4

Promedio del factor de recobro 19.8% 16.5% 7.8%

Recuperación secundaria (incluyendo

agotamiento natural.) >25°API 20-25°API <20°API

Número de casos 55 26 20

Promedio inicial de petróleo original en sitio

(millones de barriles) 18.4 42.3 58.3

Promedio del factor de recobro 37.2% 29.6% 12.2%

96

4.2.2 Razón de diferencias en la eficacia de recobro autor J.J. ARPS Paper

2068

La eficacia de recuperación o el porcentaje del petróleo en sito almacenado en el

yacimiento, (reserva), es recuperable por mecanismos de producción naturales que

varían el rango; por una parte se pueden llegar a obtener factores de recobro desde 80

a 90% en su extremo mas alto. A otro final de la escala se obtienen recobros por debajo

del 10% del POES experimentado.

Este avance tecnológico es una continuación del estudio hecho por la sub-

comisión de la API sobre las eficiencias de recobros. El cual culminó en noviembre de

1967. Con la publicación del boletín D14 de la API “Un Análisis Estático De Las

Eficiencias De Recobro”. En este estudio la sub-comisión usó casos de historias de uno

312 yacimientos productores de petróleo en los cuales ciertas relaciones empíricas

fueron derivadas por análisis de regresión.

Para los siguientes casos con empuje por agua fueron encontradas las siguientes

ecuaciones de eficiencia de recobro:

2159.0

1903.0

0770.00422.0

1898.54

a

i

wi

oi

wi

ob

wi

R skS

E

(4.16)

RE Factor de recobro, % del POES.

oi Factor volumétrico inicial de formación, BY/BN.

oi Viscosidad inicial del petróleo, cps.

i Presión inicial, Lpca.

Nota: Los datos básicos usados para estas ecuaciones casi vienen exclusivamente para yacimientos con arenas y areniscas.

Una comparación de los valores observados y computarizados del factor de

recobro de 70 yacimientos con empuje de agua es reproducida en la figura (4.6).

97

Para los yacimientos bajo mecanismo de empuje de gas en solución la sub-

comisión estableció la siguiente ecuación de regresión de eficiencia de recobro bajo el

punto de burbuja.

1741.0

3722.0

0979.01611.0

1*815.41

a

b

wi

obob

wi

R skS

E

(4.17)

RE Factor de recobro, % del POES al punto de burbujeo.

Porosidad, fracción.

wiS Saturación de agua inicial, fracción del volumen poroso.

ob Factor volumétrico del petróleo al punto de burbujeo, BY/BN

K Permeabilidad absoluta, Darcy

ob Viscosidad del petróleo al punto de burbujeo, cps

b Presión al punto de burbujeo, Lpca.

a Presión de abandono, Lpca.

Nota: Los datos básicos usados para estas ecuaciones vienen de varios tipos de rocas. Incluyendo rocas de carbonato.

Una comparación de los valores observados y computarizados de los factores de

recobro de 80 yacimientos con empuje con gas en solución bajo el punto de burbuja

usados en este estudio son mostrados en la figura (10).

En la figura (11) puede ser observado que ambas eficacias de recuperación para

la impulsión del agua y para la impulsión del gas solución debajo del punto de la burbuja

siguen una distribución típica de log-normal según lo indicado por su línea recta de

tendencias en estos cuadros.

98

Figura 11.- Comparación de los valores observados contra los computarizados del Último Recobro en Yacimientos con Empuje Hidráulico.

99

En el caso del empuje por agua la eficacia de la recuperación aparece extenderse

a un punto bajo cerca de 27% y a un alto de 87%, mientras que en el caso del empuje

por gas en solución la eficacia de la recuperación se extiende cerca del 12% al 39%. Es

absolutamente notable que los cocientes entre el máximo y el mínimo de las eficacias

de la recuperación para ambos mecanismos son aproximadamente iguales a 3.2 de

modo que las cuestas en el diagrama de log-normal de estas distribuciones de la

eficacia para los dos mecanismos también sean igual de la esencialidad. Se ha

reconocido a lo largo que las recuperaciones en los mejores yacimientos demuestran a

menudo ser mucho más altas que las estimadas originalmente, mientras que los

yacimientos de menor calidad están comúnmente sobre estimados en el principio.

Era absolutamente común asignar un factor de la recuperación de cerca de 40% a

50% a un yacimiento conducido por agua, y entre 20 y 25% a un yacimiento de empuje

por gas en solución. Los resultados del subcomité del API, sin embargo, indican que las

eficacias observadas reales de la recuperación pueden extenderse tanto como en 60%

los valores más altos y 40% los más bajo. El propósito de este estudio es descubrir las

razones por las que ciertos yacimientos son tanto mejores o peores que otros. Las

principales variables encontradas para ser estadístico significativas en ambos

mecanismos según el estudio del boletín D14 del API, son las siguientes:

Petróleo En Sitio (POES)

Representando la porción del volumen de la roca ocupado por el petróleo

almacenado, por empuje de agua bajo condiciones iniciales, y en gas en solución para

el punto de burbujeo.

Factor de la Movilidad

Representado la razón de la permeabilidad en Darcies, la viscosidad del petróleo

en Centipoises para el punto de burbujeo en los casos para empuje por gas en solución

y para los casos con empuje por agua, el cociente de la permeabilidad al agua y al

petróleo en Darcies, y para la viscosidad del petróleo a condiciones iniciales del

yacimiento.

100

1. Saturación del agua

Representación de la saturación de agua intersticial como fracción decimal del

espacio poroso.

2. Cociente de la caída de presión

Representando el cociente entre las presiones iniciales y las de abandono para los

casos de empuje por agua, y entre el punto del burbuja y las presiones de abandono

para los casos de empuje por gas en solución.

Distribución de Variables Significativas de Quartiles

Algunas de las variables principales que afectan la eficacia de recuperación

aparecen ser correlacionadas, pero no alcanzan siempre valores óptimos juntos. Para

descubrir cómo estas variables cambiaban realmente cuando la eficacia de

recuperación aumentó para ambos mecanismos de mínimo al máximo, un análisis fue

hecho de sus valores para diversos grupos de eficacias de recuperación. Las historias

del caso para los casos de empuje por agua y empuje por gas en solución primero

fueron arregladas en orden ascendente con respecto a la eficacia de recuperación, y

en seguida divididas en cuatro porciones o cuartiles iguales.

Los resultados se demuestran en la tabla (7) para las 72 historias en el caso de

emouje por agua y en la tabla (8) para las 80 historias en el caso de empuje por gas en

solución. La eficacia de la recuperación, del petróleo en sitio, la movilidad, la saturación

del agua y el cociente de caída de presión se demuestran en dos maneras para cada

cuartil; primero, como los valores extremos de los números respectivos en cada cuartil,

y en segundo lugar, como su valor mediano.

101

Tabla 7.- Historia de 72 Casos con Empujes de Agua

VARIABLES DE MAYOR RANGO PERTENECIENTES A LOS CUARTILES DE LA DISTRIBUCIÓN DE LAS EFICIENCIA DE RECOBROS

Cuartiles 1 2 3 4

Numero de Casos 18 18 18 18

Factor de Recobro %

Rango 27.8 - 39.2 39.7 - 51.1 51.4 - 66.0 68.7 - 86.7

Mediana 34.2 46.3 55.4 74.7

Petróleo Original en Sitio (POES%)

Rango 6.5 - 27.9 4.3 - 22.7 10.4 - 21.8 3.7 - 25.6

Mediana 11.9 13.3 16.2 16.9

Movilidad

Rango 0.002 – 0.546 0.002 - 3.24 0.044 - 2.40 0.049 - 3.44

Mediana 0.016 0.092 0.784 0.666

Saturación de agua (%)

Rango 0.088 – 0.470 0.140 - 0.390 0.170 - 0.423 0.052 - 0.320

Mediana 0.3 0.3 0.266 0.197

Radio de Presión

Rango 1.13 – 3.44 1.01 - 4.87 1.01 - 3.30 1.00 - 1.04

Mediana 2.43 1.94 1.36 1.06

Tabla 8.- Historia de 80 Casos con Empujes con Gas en Solución.

VARIABLES DE MAYOR RANGO PERTENECIENTES A LOS CUARTILES DE LA DISTRIBUCIÓN DE LAS EFICIENCIA DE RECOBROS

Cuartiles 1 2 3 4

Numero de Casos 20 20 20 20

Factor de Recobro %

Rango 9.5 -15.9 16.6 - 19.6 19.8 - 26.0 26.2 - 46.0

Mediana 14.4 18.3 22.5 29.2

Petróleo Original en Sitio (POES%)

Rango 1.8 - 16.3 3.8 - 13.3 5.7 - 15.0 5.9 - 19.7

Mediana 8.6 8.2 9.7 10.9

Movilidad

Rango 0.003 - 0.179 0.002 - 0.292 0.010 - 1.26 0.019 - 0.680

Mediana 0.32 0.051 0.062 0.075

Saturación de agua (%)

Rango 17.7 - 41.0 15.0 - 45.6 16.0 - 50.0 18.0 - 50.0

Mediana 30 26.5 28.8 35

Radio de Presión

Rango 1.56 - 47.7 2.40 - 26.8 6.41 - 78.0 5.98 - 43.3

Mediana 8.57 9.7 10 17.6

102

Estos datos fueron obtenidos observando para cada cubierta de las tarjetas que

representaban un cuartil el máximo y el mínimo observó los valores para cada variable

así como el valor demostrado en la tarjeta media en la cubierta, o en el caso de un

cuartil con un número par de tarjetas, el promedio de los dos números en cada lado del

centro.

Figura 4.7. Comparación de los Valores observados contra los computarizados del Último Recobro en Yacimientos con Gas en Solución.

103

Figura 13. Distribución Acumulativa De La Eficiencia De Recobro Para 4 Mecanismos De Producción.

Caso de los Mecanismo por Empuje de Agua

Un estudio de la distribución de los casos de empuje de agua se indican en la tabla

(4.6), mientras la eficiencia de recobro mediana en los cuartos cuartiles incrementa de

34.2% a 74.7%.

1.- los valores medianos del Porcentaje del petróleo en sitio, para cada cuartil

gradualmente incrementa de 11.9 a 16.9% del volumen de roca.

104

2.- los valores medianos de razón de movilidad para cada cuartil incrementa

gradualmente de 0.016 a 0.666 %.

3.- los valores medianos de la saturación de agua en los dos primeros cuartiles son

aproximadamente iguales a 30%, pero estos valores decrecen en los dos últimos

cuartiles hasta que alcancen menos del 20% en el cuarto cuartil.

4.- Los valores medianos de la razón de caída de presión decrecen gradualmente

de 2.43 en el primer cuartil o 1.06 en el último cuartil.

Un estudio detallado de los casos individuales demostraron que el máximo

recobro con el mecanismo de empuje de agua ocurre cuando la variable del petróleo

en sitio, alcanza 25% del volumen de la roca, el factor de movilidad alcanza 3.4, la

saturación de agua cae a 10% y la razón de caída de presión se acerca a la unidad

sobre 1.05. Con estos valores de eficiencia de recobro máximo puede que alcance un

valor de

%4.8705.1*10.0*4.3*25.0*90.54216..0190.0077.042.0

RE

Un estudio de la historias de los casos de empuje por agua en el extremo inferior

de la escala de recobro muestra que la eficiencia de recobro mínimo parezca que

ocurre cuando la cantidad del petróleo en sitio disminuye 8% del volumen de roca,

cuando la movilidad está en el orden de 0.01, cuando la saturación de agua incrementa

a un 40% y la caída de presión incrementa a 7. Bajo estas condiciones la eficiencia de

recobro del mecanismo empuje por agua puede ser calculada así:

%1.277*40.0*01.0*08.0*90.54216..0190.0077.042.0

RE

El cociente entre el valor máximo y mínimo son 87.4 / 27.1= 3.2, o iguales como el

cociente observada entre los valores extremos de la eficiencia de recobro en los casos

de historias de los campos actuales con empuje hidráulico.

105

Figura 14.- Monograma para la Estimación del Factor de Recobro en Yacimientos con Mecanismo De Producción, Empuje Hidráulico y Arenisca poco Consolidadas.

Caso de los Mecanismos por Empuje de Gas en Solución

De un estudio de los datos sobre la tabla (7) puede ser observado que cuando las

eficacias medianas de recobro en el cuarto cuartil incrementa 14.4 a 29.2%.

1.- Los valores medianos del porcentaje del petróleo en sitio disminuye levemente

de 8.5% en el primer cuartil a 8.2% en segundo lugar, y un incremento de 9.7% en el

tercero y un 10.9 en el ultimo cuartil.

106

2.- Los valores medianos del rango de movilidad aumentaron gradualmente de

0.032 a 0.075 en el último cuartil.

3.- Los valores medianos de la saturación de agua muestran una leve tendencia en

la declinación, en el primer lugar de 30% y 26.5% en el segundo lugar del primer

cuartil, estos aumentan gradualmente a 35% en el cuarto cuartil.

4.- Los valores medianos de la caída de presión aumentan continuamente de 8.56

en el primer cuartil a 17.6 en el último cuartil.

Un estudio de los casos de historias individuales muestra que la eficacia máxima

de recobro bajo mecanismo de empuje por gas en solución debajo del punto de

burbujeo ocurre si la cantidad del petróleo en sitio está entre 15 y 20% (utilice el 18%)

del volumen de la roca.

Ocurre cuando la movilidad está mas lejos del orden de 7, la saturación de agua

excede de 405 y la cuando la caída de presión es de 30 a 1. Bajo estas condiciones la

eficiencia máxima de recobro de empuje por gas en solución puede ser computarizada

en la ecuación 5.

%4.39)30(*)40.0(*)7.0(*)18.0(*82.41 174.0372.0098.0161.0 RE

En el extremo inferior de la escala de los casos de historias individuales la eficacia

mínima de recobro es observada cuando el porcentaje del petróleo en sitio disminuye

por debajo del 5% del volumen de roca (utilice el 3%) cuando la movilidad disminuye

por debajo de 0.003 (viscosidad del petróleo)

Si la saturación de agua es relativamente baja (sobre 30% y la caída de presión

sigue siendo relativamente baja, cerca de 8), entonces bajo estas condiciones la

eficiencia mínima de recobro podría ser calculada por:

%3.12)8(*)30(*)003.0(*)03.0(*82.41 174.0372.0098.0161.0 RE

107

Figura 15.- Monograma Para La Estimación Del Factor De Recobro En Yacimientos Con Mecanismo De Producción, Empuje por Gas en Solución (Después del punto de Burbujeo).

El cociente entre los valores máximos y mínimos es: 39.4 / 12.3 = 3.2, u otra vez

iguales como los observados actualmente en la extensión de las eficacias de recobro de

los casos de historias del empuje de gas en solución.

108

Discusión de Resultados

No se ofrece ninguna explicación para la coincidencia notable que la gama

extrema de las eficacias observadas de la recuperación para ambos mecanismos cubre

el mismo cociente cerca de 3.2.

La eficiencia de recobro máximo en ambos mecanismos aparece ocurrir:

1.- cuando las variables del petróleo en sitio alcanza los valores máximos, hasta

un 25% del volumen de la roca en los casos de empuje hidráulico y 20% en los casos

de empuje por gas en solución.

2.- cuando el factor de movilidad alcanza el valor máximo: hasta un 3.4 en los

yacimientos de empuje hidráulico y hasta 0.7 en yacimiento con empuje por gas en

solución.

3.- cuando la variable de saturación de agua alcanza los valores mínimos cerca

del 10% en los casos de empuje hidráulico y un máximo valor de 40 a 50% en los casos

de empuje por gas en solución.

4.- cuando la variable del cociente de caída de presión alcanza el valor mínimo de

uno (1), en los casos de empuje hidráulico o un valor máximo por encima de 30 en

yacimiento con empuje por gas en solución.

La mínima eficiencia de recobro en ambos mecanismos aparece al ocurrir:

1.- cuando las variables del petróleo en sitio alcanza los valores mínimos, tan

bajos como 4% del volumen de roca en los casos de empuje hidráulico y 2% en los

casos de empuje por gas en solución.

2.- cuando el factor de movilidad alcanza un valor mínimo tan bajo como 0.002 en

ambos mecanismos.

109

3.- cuando la variable de saturación de agua alcanza un máximo de 40 a 50% en

los casos de empuje hidráulico o un mínimo cerca al 15% en los casos de empuje por

gas en solución.

4.- cuando las variables del cociente de caída de presión alcanza hasta un valor

máximo de 8 en los casos de empuje hidráulico o un valor mínimo tan bajo a 1.5 en

casos con empuje por gas en solución.

4.3.- Avances Tecnológicos para el cálculo de reservas en recuperación

secundaria

4.3.1. Estimación de reservas secundarias Paper 258

La estimación de reservas secundarias, desafortunadamente no pueden estar

reducidas a algo simples, procedimientos estándares donde todos los factores o partes

están automáticamente especificados una vez que un proceso fue seleccionado. Este

artículo discutirá los procedimientos generales y los mejores factores para considerar la

estimación de reservas secundarias. Antes en ninguna discusión se tenían presente la

estimación de reservas, esto es necesario para definir la terminología.

Reservas, usado como adjunto, es esa cantidad de petróleo que todavía deba ser

reducida a la posesión por el procedimiento de la producción en operaciones.

Las reservas últimas o totales, son esas cantidades de petróleo que deba todavía

ser reducido a la posesión por cualquiera de los procedimientos operacionales

existentes para aumentarlas.

Las reservas primarias, son esa cantidad de petróleo que deba todavía ser

reducido a la posesión por medio de las energías naturales del los yacimientos que

ocurren bajo condiciones competitivas y reguladoras ya existentes.

Las reservas secundarias, son esas cantidades de petróleo en exceso de las

reservas primarias que deba todavía ser reducido a la posesión por la suplementación

de la energía natural existente en el yacimiento.

110

Último recobro, son esas cantidades de petróleo que podrían ser reducidos a la

posesión durante la vida operacional de un yacimiento de petróleo.

Recobro primario, son esas cantidades de petróleo que podrían ser reducidos a la

posesión en yacimientos de petróleo de su vida de producción utiliza la energía natural

del yacimiento.

Recobro secundario, son esas cantidades en exceso del recobro último o primario

que podrían ser reducidos por la suplementación de la energía natural del yacimiento.

Esta es la diferencia entre el último y primer recobro.

Para las definiciones precedente, ecuaciones generales, pueden estar escritas o

expresar la relación entre el primero y último recobro y reservas secundarias y

primarias. Las mayorías de las ecuaciones generales son estas:

Ultimo Recobro

…………………………………………....(4.18)

Recobro Primario

NENEEEPRPVPAPd ** ……………………………………..(4.19)

Recobro Secundario

NEENNEEEPjRPRijPijdijdijd *** …………………(4.20)

PjPPRPjPijR NNENNE * …………………..(4.21)

NENEEEURdVA **

111

Reservas para un tiempo (K)

KPUR NNE * ………………………………………………(4.22)

Reservas Primarias para un tiempo (K)

PKPPR

PKRPR

NNE

NEE

*

*

…………………………………………….(4.23)

Reservas Secundarias para un tiempo (K)

PKPKPPjPPRPjPijR NNNNENNE ** …...(4.24)

Donde:

AE Eficiencia Areal del proceso o procesos de la recuperación.

VE Eficiencia Vertical del proceso o procesos de la recuperación.

dE Eficiencia de desplazamiento del proceso o procesos de la recuperación, (bls

estándar desplazados/bls estándar en sitio).

dVAR EEEE ** , porque ésta, es toda la eficacia de la recuperación de un

proceso o combinación de procesos.

N Número Original de bls estándar de petróleo en el yacimiento o el volumen

considerado en sitio.

PN Número total de bls estándar de petróleo removido o que podría

considerarse como removido en el yacimiento, o el volumen considerado en el

yac. Por algún proceso o en un tiempo y en un lente especifico.

Subíndices:

P Los valores resultantes de los procesos de recuperación Primaria.

112

i Los valores obtenidos como un resultado de un proceso de inyección.

j Los valores existentes al inicio de un proceso de inyección.

K El valor que existen en un cierto tiempo K, después de la iniciación del proceso

de la inyección.

Las relaciones usadas para definir reservas secundarias requieren que el último y

primer recobro esté bien definido. Cuando estos dos factores estén definidos la

determinación de los valores de reservas son obtenidos por la resta de la producción

acumulada, por lo tanto las siguientes discusiones estarían primordialmente denotando

la evaluación del recobro ultimo y primario.

Recuperación Primaria

EL Recobro primario puede estar determinado directamente por tres métodos e

indirectamente por uno. La ecuación del recobro primario fue previamente dada como:

Recobro Primario NEEEPVPAPd *

Los términos escrito en la ecuación de arriba pueden ser determinados

independientemente o como un grupo. Los valores de cada factor dependerían de la

evaluación de las siguientes características físicas del yacimiento, y del mecanismo

natural de producción en operación:

1.- Energía predominante (Ea, Ev, Ed)

2.- Estructura (Ea, Ev, Ed)

3.- Tasa de producción y ubicación del drenaje (Ea, Ev, Ed)

4.- Propiedad de los fluidos (densidad, contracción, gas en solución, viscosidad) y

5.- Propiedades de la roca (porosidad, homogeneidad y saturaciones)

La energía predominante en un yacimiento en operación es el factor mas

importante en la determinación de los valores calculados en las ecuaciones de recobro

113

primario, los otros factores enumerados arriba modifican o refinan los valores

seleccionados para el proceso básico de la energía.

Los yacimientos serán clasificados de acuerdo al mejor proceso de engría en

operación y son los siguientes:

1.- Empuje por gas en solución sin segregación gravitacional

2.- Empuje por gas en solución con segregación gravitacional

3.- Empuje por capa de gas y gas en solución sin segregación gravitacional

4.- Empuje por capa de gas y gas en solución con segregación gravitacional

5.- Yacimiento con empuje parcial de agua sin segregación gravitacional

6.- Yacimiento con empuje parcial de agua con segregación gravitacional

7.- Yacimiento con empuje completo de agua

8.- Empuje parcial de agua con capa de gas (combinación)

9.- Empuje parcial de agua con capa de gas y segregación gravitacional.

Los tres métodos directos para el cálculo del recobro primario son:

1.- Método Volumétrico.

2.- Balance de materiales.

3.- Relaciones empíricas basadas en la data de producción.

Cálculo Volumétrico

El método volumétrico está basado en el registro de núcleos análisis de la data de

fluidos y estudios especiales de núcleos. El valor está determinado por cálculo usando

la data de permeabilidad relativa para procesos de energía. Y por desplazamiento en el

laboratorio o cálculos de procesos de energía... Los valores de N (POES), está

determinado por registros y análisis de núcleos.

Para yacimientos con empuje por gas en solución sin segregación gravitacional

un valor de uno se asigna generalmente a (Ea) y (Ev). Los valores numéricos de (Ev) y

(Ea) para otros procesos de energía son determinados por el mismo procedimiento

114

discutido en la porción secundaria de la recuperación de este paper. El método

volumétrico para el cálculo del factor primario se hace lo más frecuentemente posible en

yacimientos con:

1.- Empuje por gas en solución sin segregación gravitacional

2.- Yacimiento con empuje completo de agua.

Donde los valores de pueden estar más fácilmente representados por un solo valor

del volumen completo.

Cálculo por Balance de Materiales

Para la determinación del último recobro primario por el método de balance de

materiales, requiere de información especial de los análisis de núcleos, análisis de

fluidos y data de producción y presión. Las ecuaciones usadas son:

n

j

jDDnne ttqPCW1

1* ………….…………………………….(4.24)

n

gig

Ptit

g

SiCtPne

BBGWBBN

BRRBNW

61.561.5..(4.25)

61.5

g

o

g

o

o

g

SPB

B

k

kRR

………………………………………………(4.26)

nP

N

o

PP

CN

dNR

R

nP

………………………………………….…………..(4.27)

115

Las cuatro ecuaciones de arriba requieren de la interpretación adicional para

evaluar el contacto volumétrico en orden de las varias fases desplazadas para obtener

una solución completa.

El procedimiento del balance de materiales no determina valores independientes

de, y La última recuperación primaria es determinada por una solución secuencial de la

ecuación del balance material que incorpora el volumen de contacto de los varios

procesos de la dislocación en la operación. La expresión general para la recuperación

primaria se debe subdividir para explicar las eficacias de la recuperación de los varios

procesos naturales de la energía en la operación. La eficacia primaria total de la

recuperación se pudo expresar como:

EdVAEgdVAgwdVAWPR EEEFEEEFEEEFE ………………….(4.28)

Donde F es la fracción del hidrocarburo original en sitio en volumen, donde esta

dominante algún mecanismo de energía. El subíndice "w" se refiere a la substracción

por agua, el subíndice "g" se refiere a la substracción por capa de gas o segregación

gravitacional, y "E" se refiere a la substracción por expansión del fluido. Una discusión

más detallada de la aplicación mecánica del procedimiento de balance de materiales

puede ser encontrada en buenos libros de ingeniería de petróleo.

Método Empírico usando la data de producción

Dos métodos están disponibles para estimar la recuperación primaria por medios

que trazan datos de la producción del campo. Estos métodos son primeramente

aplicables a yacimientos con empuje por gas en solución y con un bajo grado de

segregación gravitacional. Un procedimiento empírico es trazar la producción

acumulativa del gas contra la producción acumulativa de petróleo en el papel

logarítmico, Y el diagrama que resulte se extrapola hasta las estimaciones últimas de la

producción de gas, y los valores de la eficacia última de la recuperación serán leídos en

el gráfico.

116

El segundo método es trazar el logaritmo de la producción acumulativa del gas

contra la producción petrolífera acumulativa, una línea recta de extrapolación se hace a

alguno punto predeterminado de corte para obtener la última recuperación primaria. El

punto del corte es determinado por un procedimiento independiente y tiene

generalmente un valor numérico igual entre 70 y 110 % del gas original en el

yacimiento. Estos dos métodos empíricos requieren la menos cantidad de información

especial pero requiere mucho más de la historia de producción que el método

volumétrico o del balance de material para determinar la recuperación primaria.

Estos dos métodos requieren de la menos cantidad de información especial pero

requieren de mucha más historia de producción que el método volumétrico o el de

balance de materiales para la determinación de la recuperación primaria

Curvas de declinación

Las reservas primarias de un yacimiento pueden estar determinadas por medio de

curvas de declinación bajo condiciones específicas. El recobro primario es obtenido

agregando la producción acumulativa al valor primario de la reserva. Las curvas de la

declinación se pueden aplicar a los pozos individuales o los yacimientos cuando están

funcionando en un índice máximo del agotamiento, o cuando el volumen está siendo

inundado hacia fuera por el agua de la usurpación del gas. Las curvas normales usadas

son explicadas abajo:

1.- Porcentaje de declinación constante

El logaritmo de la tasa Vs tiempo, y

Tasa de producción Vs producción acumulada

2.- Declinación hiperbólica

El logaritmo de la tasa de producción más una constante arbitraria Vs el

logaritmo de la producción acumulativa

3.- Declinación armónica

El reciproco de la tasa de producción Vs el tiempo, y

El logaritmo de la tasa de producción Vs la producción acumulada

117

4.- Curva de relación Gas-petróleo

5.- Curva de corte Agua-petróleo

Logaritmo de la fracción de petróleo en el fluido total producido Vs la

producción acumulada de petróleo.

A pesar del método usado para evaluar el recobro primario, existe sólo un valor

para un yacimiento dado a un tiempo dado. Si la competitividad y/o las condiciones

reguladoras cambian, el valor del la eficacia primaria pude también ser alterado.

Reservas Secundarias

Las reservas secundarias son “adicionales” al petróleo original en sitio POES. Por

aplicaciones de uno de varios procesos de estimulación para el recobro de petróleo,

disponibles para la operación de un campo. La disponibilidad de uno proceso es

determinada en un tiempo por el prevalecer económico y la situación tecnológica. Un

proceso de la recuperación iniciado antes del agotamiento de la energía natural del

yacimiento, se define generalmente como “Mantenimiento de la Presión”; mientras que

cuando está iniciado después de que la energía natural del yacimiento se agote

substancialmente, se define como “Reservas Secundarias”.

Las reservas secundarias son definidas como el exceso de petróleo de las

reservas primarias el cuál todavía deben ser reducidos económicamente a la posesión

por el uso de una cierta energía externa. Cada método de estimulación para el recobro

tiene un valor de reservas secundarias, estas reservas son así multivalorizadas, siendo

una función del proceso de estimulación y del tiempo de la iniciación del proceso.

Además, ambos “Mantenimiento de la Presión” y “Recobro Secundario” conforman las

reservas secundarias. En forma de ecuación se describe así:

Reservas Secundarias:

NEEEEEENNEEEPdPVPAPjdPjVPjAPjPijdijVijA **

…………………………………………………………………………….(4.29)

118

Donde:

AE Cobertura fraccionaria areal de un proceso.

VE Cobertura fraccionaria vertical de un proceso.

dE Eficacia fraccionaria de la dislocación del poro en un proceso.

p Subíndice indicador de primario.

i Subíndice indicador de proceso.

j Subíndice indicador del tiempo de iniciación de un proceso.

La ecuación citada arriba pude ser simplificada por la introducción de la definición

siguiente:

dVAR EEEE **

Donde, RE es la eficiencia de recobro

Reservas Secundarias a un tiempo j:

NEENNEPRPjRPjPijR ** …………………….(4.30)

Una examinación de la ecuación (4.30), divulga que los términos

PjPijR NNE * , son de reservas para un tiempo de iniciación de procesos;

Mientras que los términos NEEPRPjR * indican las reservas primarias no

recuperadas. El segundo término es siempre negativo y se acerca a cero pues la

producción petrolífera a la hora de la iniciación de un proceso se aproxima a las

reservas primarias. Además, es concebible que un proceso de estimulación de recobro

aplicado e inapropiado puede dar lugar a una reserva secundaria negativa, aunque el

término PjPijR NNE * , es positivo.

119

En este artículo se involucran factores que afectan la eficacia del recobro, dentro

de los cuales destaca:

Razón de Movilidad

Es la relación del fluido desplazante entre el desplazado, este factor tiene un

efecto significativo en la eficiencia de barrido.

Volumen inyectado y razón de movilidad

Por lo siguiente, la eficiencia areal de barrido es incrementada por inyección

continua de un fluido desplazante. La eficiencia de barrido en el momento de la ruptura

puede estar expresada en términos de la inyección acumulativa en volúmenes

desplazables del poro ( df ). Las curvas típicas se demuestran en la Figura 4.12. Por

unidad de razón de movilidad, la eficacia areal de barrido puede estar expresada para

un arreglo de cinco pozos como:

8238.2*1285.20.1 eEA ……………………………..(4.32)

Donde VD, es la inyección acumulativa en volúmenes desplazables del poro.

Y para empuje por línea directa, d/a=1.75

95219.2*30800.20.1 eEA …………………………..(4.33)

La fracción del fluido desplazado disminuye en la producción como el área de

barrido aumenta en la ruptura. Esta fracción es la derivada de la eficiencia de barrido

con respecto a la inyección acumulativa en volúmenes del poro.

120

Diferenciación de los resultados de la ecuación para un arreglo de cinco pozos

VD

d ef8238.2

*0105.6

…………………………………(4.34)

y por empuje de lineal directa, d/a=1.75

VD

d ef95219.2

*81365.6

……………………………(4.35)

En la figura 4.12 Craig, Geffen y Morse presentaron una relación para el barrido

areal después de la ruptura el cual puede ser usado junto con la figura 4.11, para

estimar las eficiencias de barridos para los sistemas que tienen con excepción una

razón de movilidad igual a uno. Wooddy y Moore, expresaron la relación de la siguiente

manera:

BTV

V

BTAAD

DEE log643.0 ……………………….(4.36)

En la ecuación de arriba VA DE , y

BTVBTA DE

son valores antes de la

ruptura.

Zona depletada

Dyes y otros, han demostrado que la presencia de una zona depletada modifica la

eficacia de barrido areal lograda. Así un sistema que se agota parcialmente se debe ver

como si tuviese tres regiones de movilidad que los diferencian, la zona agotada no

invadida en la cual el gas substancial está fluyendo, un banco de petróleo, y el líquido

desplazante. Figura (3.12)

Fracturas

Varios estudios sobre el efecto de las fracturas en la eficacia areal de barrido han

sido divulgados. Dyes, Caudle y Kemp; divulgaron acerca de estudios sobre fracturas

121

en arreglos de cinco pozos. Ellos encontraron el efecto vertical de las fracturas para ser

una función de la longitud y de la orientación de la fractura. La siguiente Figura (4.13)

es tomada de su artículo y presenta datos para los sistemas que tienen orientación

desfavorable de la fractura (dirigido desde el pozo inyector hacia uno productor). Dyes y

otros, concluyeron que fracturas por en cima de la mita de la distancias entre pozos

tienen poco efecto practico en la eficiencia de barrido areal pues los valores por el

orden entre 90 y 98 %, podrían ser alcanzados funcionando con un corte del 90% de

del fluido inyectado. En muchas instalaciones el requisito adicional del volumen del

líquido inyectado para alcanzar un corte del 90 % es compensado por la efectividad de

mejoro de la fractura generando resultados en una vida más corta del proyecto

La orientación de la permeabilidad

El efecto de la dirección y la orientación de la permeabilidad afecta la eficacia del

barrido y es ilustrado en la figura 4.14 Los datos se aplican solamente a las

orientaciones demostradas. Las orientaciones ilustradas son favorables para el empuje

en línea directa y no favorable para el arreglo de cinco pozos. Una rotación de 45º del

patrón podría dar a un barrido aproximadamente del 100% para un arreglo de cinco

pozos y aproximadamente 0% de barrido para el arreglo de empuje en línea directa. La

conclusión general que se dibujará de estos resultados es que los pozos que producen

se pongan en paralelo al eje de la orientación de la permeabilidad o del máximo de la

fractura y al líquido sean forzados a emigrar a través del volumen con el valor más bajo

de la transmiscibilidad del fluido.

Fuente de ( AE )

Los valores de la eficacia de barrido areal pueden estar derivados por el análisis

matemático o modelos de estudios. El análisis matemático incluye soluciones analíticas

para sistemas de geometría regular y la razón de movilidad por unidad así como las

soluciones numéricas realizadas en las computadoras numéricas de alta velocidad,

para los sistemas de geométricos complejos y de razón de movilidad con excepción la

unidad. Modelos técnicos incluyen una variedad de análisis eléctricos y modelos de

122

escalas de flujo de fluidos. El principal modelo eléctrico usado es el Modelo

Potenciómetro el cual es particularmente efectivo en el estudio de sistemas geométricos

irregulares que contienen fluidos con razón de movilidad igual a la unidad. Una

modificación apropiada en los modelos de técnicas de funcionamiento pueden ser

introducidos por los estudios de los sistemas que tienen cualquier valor de razón de

movilidad en excepción la unidad.

Las modificaciones requeridas reducen grandemente la facilidad del análisis y el

modelo potencial pierde rápidamente su eficacia. Los modelos de flujo de fluidos,

transparentes o utilizando técnicas del registrador de sombras de la radiografía, se

utilizan extensamente para estudiar los sistemas que tienen razón de movilidad

diferentes a la unidad. Los problemas en la construcción de modelos han restringido en

gran parte el uso de modelos de flujo de fluidos para sistemas de geometría regular.

Las varias restricciones implicadas en modelar técnicas junto con el incremento

disponible de computadores de alta velocidad sugieren que la eficiencia areal de barrido

sea determinada en el futuro en gran parte por análisis numérico.

La eficiencia Vertical de Barrido ( VE )

La Eficiencia Vertical de barrido es la relación del volumen de poro invadido por un

fluido desplazante, hasta el volumen de poro incluido por la proyección vertical del

mejor avance del frente del fluido desplazante en el sistema. La Eficiencia de barrido se

debe considerar teniendo en cuenta dos conceptos. El primero de éstos es que el

avance del frente de un fluido en una gama uniforme de propiedades físicas puede

llegar a ser irregular como un resultado de la magnitud relativa de la viscosidad,

capilaridad y fuerzas gravitacionales. La teoría de DIETZ es un ejemplo de este primer

concepto. El segundo concepto es que la penetración desigual del fluido desplazante en

capas discretas teniendo variaciones significativas en las propiedades físicas del

sistema; Un ejemplo de esto es una estratificación supuesta de la permeabilidad.

En este artículo LVE será utilizado para representar la Eficiencia Vertical de

barrido en una gama de propiedades físicas uniformes, y SVE será utilizado para

123

denotar la Eficiencia Vertical de barrido aplicable para una formación en su totalidad

como resultado de las características físicas variables con esa formación.

LVE

Los valores de LVE son determinados por los siguientes factores: Buzamiento de

la formación, densidades de los fluidos, razón de movilidad, penetración del pozo,

volumen del fluido inyectado e índice de la inyección fluida. Las correlaciones entre

éstas variables son complejas, pero sus efectos son indicados a continuación.

Para altos valores de LVE son deseables las siguientes condiciones:

1. Baja Razón de Movilidad.

2. Continuación de la inyección a los altos cortes del fluido desplazante.

3. En Formaciones Horizontales:

Penetración por completa del pozo.

Altas tasas de inyección.

4. En formaciones inclinadas con flujo buzamiento arriba y fluido desplazante más

denso.

Alto contraste de la densidad.

Penetración parcial del pozo y

Bajas tasas de inyección.

5. En formaciones inclinadas con flujo buzamiento abajo y fluido desplazante más

denso

Pequeño contraste de la densidad.

Una penetración sustancial por completa del pozo y

Alta tasas de inyección.

6. Formaciones inclinadas con flujo buzamiento abajo y fluido desplazante menos

denso.

Alto contraste de la densidad.

Penetración parcial del pozo.

Bajas tasas de inyección.

124

LVE Puede ser calculada por la teoría de DIETZ cuando sea aplicable. Análisis

similares a estos utilizó ELKINS en su estudio del campo de Fosterton. En muchas

instancias el asumir que LVE =1; puede hacerse sin serios efectos sobre todas las

estimaciones. SVE Los valores de

SVE en una formación de propiedades uniforme

es igual LVE . En una formación teniendo variaciones en las propiedades físicas

SVE

ya que no puede estar definido independientemente de la eficiencia de desplazamiento

dE excepto en el caso en el cuál la permeabilidad varía pero el producto:

LdoLLL ESh Tiene un valor constante.

Los factores que afectan a SVE son

1. Estratificación de la formación (subdivisión de la formación por distintas capas

impermeables correlativas).

2. Estratificación de la permeabilidad.

3. Estratificación de la porosidad.

4. Estratificación del fluido.

5. Razón de movilidad.

6. Volumen del fluido inyectado.

De los factores enunciados en la lista de arriba, el primero, el cuarto dan lugar a un

avance heterogéneo del fluido inyectado, mientras que el razón de movilidad y el

volumen de los fluidos inyectaos modifican el efecto de otras condiciones existentes. La

aproximación básica para la evaluación de sistemas teniendo variaciones en las

propiedades físicas es subdividir el sistema entre capas y evaluar el comportamiento

de las mismas. Por lo tanto estas ecuaciones son aplicables para una selección de

capas que representen sistemas heterogéneos. Como ejemplo de una modificación

necesaria El Recobro Secundario para sistemas de capas necesita ser expresado con

la siguiente ecuación

125

PjPPRPjP

ij

n

LLdLVLA NNENNEEE

**1

……(4.37)

Donde L indica el número de la capa

Estratificación de la Formación

Un avance uniforme del fluido inyectado en formaciones de múltiples capas se

puede alcanzar solamente si:

3

333

2

222

1

111 ******

i

SSh

i

SSh

i

SSh gogogo

….(4.38)

Así, la subdivisión natural de la formación entre distintas unidades por capas

impermeables conduce a un avance discontinuo del fluido de desplazamiento solamente

si existen variaciones físicas entre las unidades. Cualquiera de ésas variaciones físicas

pudieran ser naturales o artificiales. Las variaciones físicas naturales pueden incluir a la

permeabilidad, porosidad y la saturación de los fluidos. Por otra parte las variaciones

artificiales pueden incluir la selección de los intervalos abiertos del pozo perforado,

inducción de fracturas en algunas unidades sin afectar a otros, y presentarse problemas

similares en la práctica de completación del pozo. Los diagramas en tres dimensiones

son particularmente muy útiles en el estudio complejo de las formaciones y en la

definición de la continuidad y el grado de las unidades de las formaciones. Las

variaciones artificiales generalmente pueden ser remediadas proporcionando un

adecuado estudio de condición geológica y practicas de completación y son hechas

antes de la iniciación del proyecto.

Las variaciones naturales en las propiedades físicas entre las unidades en

general, deben ser tomadas en cuenta en la estimación de reservas, aunque la

perforación selectiva, el fracturamiento o la acidificación pueden ser beneficiosos en

muchos casos y debería ser incluido en el análisis. La influencia de variaciones

126

naturales es tomada en consideración por los procedimientos indicados en la siguiente

discusión:

Estratificación de la Permeabilidad

El requisito general para un avance uniforme del fluido inyectado fue indicado en la

ecuación (4.38). Si la formación a considerar involucra capas de diferentes

permeabilidades y contiene fluidos teniendo unidades de razón de movilidad, las tasas

de inyección (i), son proporcional al producto de k*h. Así el requisito para un avance

uniforme de los fluidos desplazantes en tales sistemas es:

3

33

2

22

1

11 ***

k

SS

k

SS

k

SS gogogo

……………..(4.39)

En general este requisito no es satisfactorio ya que la variación de la

permeabilidad es mayor que la variación de la porosidad y la saturación del fluido.

Una variedad de procedimientos para el cálculo de los efectos de la estratificación

de la permeabilidad en los procesos del desplazamiento, incluye los procedimientos de

Hurst y Van Everdingen, Miller Y Lents, Dikstra y Parsons, Stiles, y Deopel y Sibley,.

Estos procedimientos incluyen aplicaciones para ciclos de gas, inyección de agua, y

desplazamiento miscible. Una adaptación del método de Hurst`s, en la predicción del

funcionamiento de un arreglo de 5 pozos, es particularmente conveniente en muchas

aplicaciones.

En la figura 4.15 son representados los cálculos de una data, usando este

procedimiento. La porosidad, la saturación del fluido, y la eficiencia del desplazamiento

en dE , fueron asumidos uniformemente en este sistema el cual abarca 10 capas de

porosidades con permeabilidades en un rango de 60 a 701md. La curva 1 es por 10

años, con un patrón de arreglos de 5 pozos, con unidad de razón de movilidad, la curva

2 para 10 años, sistema lineal (100% AE ), con unidad de razón de movilidad, y los

resultados de la curvas 3, tratan el sistema como uniforme 1dE , y un patrón de 5

127

pozos y unidad de razón de movilidad. La influencia de ambos, estratificación de la

permeabilidad y la eficiencia areal de barrido son aparentes.

Mientras que existen diferencias significantes entre los varios métodos de cálculos

presentado en la literatura, de mucha mayor relevancia en la opinión de los autores

están los diversos métodos de determinar el perfil de la permeabilidad que se utilizará

en los cálculos. Los autores recomiendan el método descrito por Miller y Lents, para

establecer un perfil de la permeabilidad. Métodos basados sobre continuos rangos de

valores de permeabilidad de los más altos a los más bajos son indebidamente

pesimistas, y en la opinión de los autores debería ser usado con precaución. Rango

continuos pueden ser usados con el procedimiento básico de Stile, el cual asume un

desplazamiento tipo pistón, en un sistema lineal, y unidad de movilidad en el que tal

perfil de permeabilidad compensa el efectos que otras variables descuidaron en análisis

básicos. Sin embargo, otras compensaciones pueden ocurrir.

Estratificación del Fluido

La estratificación de los fluidos dentro de un yacimiento, son determinadas por las

magnitudes relativas de la viscosidad, fuerzas capilares y gravitacionales ejercidas

sobre los fluidos. Si los fluidos son no movibles las fuerzas capilares y gravitacionales

están en equilibrio y la distribución de fluido determinada por el contraste de la

densidad, y las características de la presión capilar de formación. Para que porción del

yacimiento sobre la zona de transición agua petróleo, la saturación del agua es

sustancialmente, una función de la permeabilidad, así la roca de baja permeabilidad, en

general tienen muy altas saturaciones de agua y muy altas saturaciones de liquido total

ow SS , que altas permeabilidades de las rocas, por lo tanto, la saturación

desplazables go SS , es en general, muy bajas en rocas de bajas permeabilidad

que en las rocas de alta permeabilidad.

Esta tendencia es en general favorable y tiende a contrariar el efecto desfavorable

de la permeabilidad no uniforme. Sin embargo, la segregación del gas y el resultado del

petróleo en producción de las capas de altas saturación de gas, a lo largo del tope de la

128

formación, invierten el efecto de los procesos de desplazamiento. Las capas de alta

saturación de gas proporcionan trayectorias altamente conductoras para el flujo de

agua. La evidencia de las pruebas de campo indica que en los pozos que producen por

inyección de agua ocurre una llegada más temprana del agua, y en muchos casos, en

la parte superior del pozo. Esto es atribuido a la segregación de los fluidos, el efecto de

tal desarrollo prematuro de la producción de agua reduce el Recobro. La distribución de

los fluidos debería ser incluida en el análisis como el efecto modificador de la

estratificación de la permeabilidad.

Estratificación de la Porosidad

En la mayoría de las formaciones, la porosidad está expuesta a una relación

general con la porosidad, valores más bajos de porosidad generalmente están

asociados con valores bajos de permeabilidad y valores más altos de porosidad con los

altos de permeabilidad. Como indica en la ecuación (4.39), la porosidad de una capa

entra en la determinación de la tendencia del fluido inyectado a penetrar desigualmente

a varias capas. Esto puede ser observado e incluso si la permeabilidad y las

saturaciones de los fluidos eran uniformes, las variaciones en la porosidad darían lugar

a una penetración desigual del fluido inyectado a las capas.

Aunque la variación sola de la porosidad, pueda ser rara en algunas agrupaciones

de formaciones por intervalos de porosidad, ésta puede considerarse importante en el

momento de definir las capas para los cálculos de la estratificación. Además, en vista

de la influencia de la modificación observada con frecuencia, la porosidad y la

saturación de los fluidos deben ser tomados en cuenta sobre cálculos basados en la

estratificación de la permeabilidad. Por ejemplo en un sistema de cuatro capas fueron

obtenidos como se muestra en la siguiente tabla.

129

Tabla 9. Valores Promedios en un Sistema de Cuatro Capas

Capas Espesor (ft) Permeabilidad

(md)

Porosidad

(fracción)

Sat. Petróleo

desplazable

(fracc.)

1 17 48.5 0.168 0.33

2 28 179.4 0.197 0.44

3 29 607.9 0.225 0.54

4 5 1903.2 0.251 0.64

Razón de Movilidad y Volumen de Fluido Inyectado

Como previamente habíamos mencionado, la razón de movilidad afecta

directamente los valores de LVE .. Sin embargo, en un sistema de capas la razón

de movilidad, modifica el efecto de otras condiciones existentes. Teniendo un sistema

de estratificación de permeabilidad, la razón de movilidad es mayor que la tendencia al

incremento del efecto de variación de la permeabilidad y a la disminución de la

eficiencia de barrido vertical. En algunos tipos de sistemas la razón de movilidad es

menor que la tendencia a la disminución del efecto de la variación de la permeabilidad y

al incremento de la eficiencia del barrido vertical. También en los sistemas que tienen

estratificación de la formación o de los fluidos, la relación de movilidad puede diferir

entre las capas y contribuir a la penetración desigual o no uniforme de los fluidos

inyectados. La razón de movilidad no tiene ningún efecto teniendo solo sistemas de

variación de permeabilidad.

Dystrak and Parsons, presentaron un procedimiento para la evaluación del efecto

de la estratificación de la permeabilidad considerando la influencia de la relación de

movilidad. Ecuaciones similares a las presentadas por Dystrak and Parsons, pueden ser

derivadas para explicar la variación de porosidad, saturación de los fluidos,

características de permeabilidad relativa y permeabilidad entre capas. Considere un

sistema lineal de varias capas, cada una de ellas tienen diversa permeabilidad,

porosidad, espesor, saturación de petróleo desplazable y características relativas de la

permeabilidad, pero cada una tiene una saturación de gas de la inicial inmóvil y la

misma caída de presión constante entre la entrada y salida del flujo en las caras.

130

Las siguientes definiciones pueden ser introducidas:

LoLLR

LVi

LViSV

VD

**………………………….(4.40)

Donde:

LViD = La inyección acumulativa en una capa expresada en volúmenes de poro

desplazable.

LViV = El volumen inyectado.

LRV = La cantidad en volumen de la Roca en la capa.

L = La fracción de porosidad de la capa.

LoS = La saturación de petróleo desplazable.

LM = Razón de movilidad en la capa.

dL = Movilidad del fluido desplazante en la capa.

dL = Movilidad del petróleo en la capa.

Considérese en el futuro que la primera ruptura del fluido inyectado ocurrirá en la

capa de mayor permeabilidad. Además las siguientes ecuaciones son aplicables en la

primera ruptura de la capa 1. Para la primera capa en la ruptura 1ViD = 1; Y

1ViD

1

11

11

1

2/1

11

110

1

1

11

L

Ld

L

L

LL

M

S

SM

M

MM

……..(4.41)

Qué sesiones de valores de volúmenes desplazables inyectaron en cualquier capa

que todavía no haya experimentado ruptura cuando la capa “L” apenas se inunda hacia

fuera. Si la capa “L” y otras capas han experimentado la ruptura, aplíquese las

siguientes ecuaciones.

131

Para capas en el cual ya ocurrió la ruptura:

1

2

11

2

1111

11

110

1

LVi

Ld

L

LVi MMDS

SD

……..(4.42)

Para capas en el cuál no ha ocurrido la ruptura:

1

12

11211

1

2/1

11

110

11

1

11

1

L

Ld

LVi

L

LL

LVi M

S

SMD

M

MM

D

(4.43)

Estas ecuaciones son para un sistema lineal y se asume un desplazamiento tipo

pistón del petróleo desplazado por el fluido

132

CAPÍTULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS

5.1.- Análisis Estadístico de los factores de recobro de la Cuenca de Maracaibo y

Cuenca de Falcón

La cuantificación de reservas bien pudiera dividirse en dos fases: el cálculo del

POES y la estimación del factor de recobro. El cálculo del POES depende de

parámetros físicos medibles: área, espesor de arena neta, porosidad, saturación de

hidrocarburos, etc. No así el factor de recobro. La estimación de este factor más que

ciencia es un arte, no existe una fórmula matemática exacta para su estimación,

depende mayoritariamente de la experticia del estimador. Este capitulo pretende

constituirse en una guía practica para la estimación del factor de recobro, fundamentada

en las estadísticas. Analizando los yacimientos existentes, y realizando estadísticas

sobre el factor de recobro, el futuro usuario podrá utilizar estas estadísticas para estimar

el factor de un yacimiento utilizando un procedimiento sencillo que será descrito al final

del capitulo.

Sin embargo, a fin de obtener valores mucho más razonables, ajustados a las

metodologías de estimación de carácter mundial, y disponer de unas estadísticas

altamente confiables, se realizó una revisión de todos y cada uno de los factores de

recobro (Fr.) de las Épocas: Mioceno, Oligoceno y Eoceno. La roca matriz de estas

épocas está constituida por areniscas. En este tipo de roca, con porosidad primaria, el

crudo está depositado en el espacio poroso. El Libro de Reservas provee suficiente

información para estimar de manera muy razonable un factor de recobro. Con los

valores de: Gravedad del Crudo, Porosidad y Mecanismo de Producción es factible

estimar el Fr. Esta información está disponible en el libro. En total se revisaron mil

ciento dieciséis yacimientos. Esta revisión se realizó bajo la estricta supervisión del tutor

Industrial.

El Paleoceno (Guasare) y El Cretáceo fueron excluidas de la revisión.

Mayoritariamente, la roca matriz está constituida por calizas o dolomitas, con baja o

nula porosidad primaria. El petróleo se encuentra depositado casi en su totalidad en las

133

fracturas. En este caso, la información registrada en el Libro de Reservas es insuficiente

para estimar el Fr. Recuérdese que el método volumétrico tiene poca aplicación en

yacimientos naturalmente fracturados.

Se asumió como elemento de análisis cada uno de los Miembros o Formaciones

que conforman las diferentes épocas, bajo la premisa que un miembro determinado

conserva las propiedades básicas de la roca a lo largo de la Cuenca, de allí que el

Factor de Recobro debe mantener un rango determinado, variando fundamentalmente

en función de: la gravedad API del crudo, la porosidad y del(los) mecanismo(s) de

producción.

Para la revisión del factor se utilizó el nomograma de J.J ARPS, la tabla de

distribución del Factor de Recobro y el grafico de distribución del factor de recobro (Fr)

según el mecanismo de producción. El nuevo Fr da origen a un post-análisis, en el cual

se reubican los yacimientos en un nuevo rango, atendiendo al Fr re-estimado. Es

necesario acentuar que los factores analizados corresponden exclusivamente al recobro

primario. Los factores de recobro secundario fueron excluidos de este trabajo puesto

que su análisis requiere de estudios fuera de los objetivos.

Previo al análisis de los factores de recobro, se realizó una revisión de la geología

regional, factor determinante en el recobro final de un yacimiento.

134

Figura 21.- Columna Estratigrafica Generalizada Cuenca de Maracaibo

ALBIENSE

TURONIENS

E

M I

O

C E

N

O

E

O C

E

N O

PA

LEO

G

E

N

O

C

R

E

T

A

C

I

C

O CENOMANI

ENSE

BARREMIE

NSE

APTIENSE

PRE-CAMBRICO

PALEOZOIC

O

TRIASIC

O

JURASIC

O

MARA-

MARACAIBO PERIJA BARCO

O MERIDA-

TACHIRA TRUJILLO LAGO DE MARACAIBO

BACHAQUERO

LAGUN

A LAGUNILLAS

INFERIOR

L

A

GU

NI

L

L

A

S LA ROSA

STA.

BARBARA

BETIJOQU

E

EL MILAGRO

ISNOTU

MACO

A

CUIBA

LOS

RANCHOS

LA VILLA

BETIJOQU

E VICH

U

SARALEJ

O

CARVAJA

L MONA

Y NECESIDA

D CERRO

VIGIA EL MILAGRO

PALMA

R

G

U

A

Y

A

B

O ICOTEA

MIRADOR

CARBONERA

LA

SIERRA

LEON

PEROC E

L

F

A

U

S

T

O

LA

SIERRA

GUASARE

PASO

DIABLO

MOSTRENCOS

ORUMO MISOA

MARCELINA

GUASARE

O

R

O

C

U

E

BARCO

LOS CUERVOS A

N

G

O

S

T

U

R

A

? A

N

G

O

S

T

U

R

A

MIR

ADO

R

(MIS

OA) V

A

L

L

E

H

O

N

D

O

R

A

N

C

H

E

RI

A

T

R

UJ

IL

L

O

MISOA

PAUJ

I

GUASARE

PAUJ

I

MENE

GRANDE

MISOA

TRUJILLO

CAU

S

JARILLA

L

ESCUQU

E

MITO JUAN MITO JUAN RIO

NEGRO

SOCUY SOCUY

TRES

ESQUINAS

COLON COLON

LA LUNA LA LUNA

LA

AGUADA

CHEJEND

E

TIMBETE

S

LA

GRITA

SEBORUCO

GUAYACAN C

A

P

A

C

H

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LA LUNA

LA LUNA

RIO NEGRO

RIO

NEGRO RIO

NEGRO

TIB

U TIBU

AGUARDIENTE

LISURE

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MARACA MARACA

MERCEDES PICH

E MACHIQUES

LISURE

APO

N COGOLL

O

LA

QUINTA MACOIT

A TINACO

A RIO CACHIRI

*

L

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LA

QUINTA PALMARIT

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A MUCUCHAC

HI CAPAR

O BELLA VISTA

IGLESIA

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PLIOCEN

O

RECIENTE

PLEISTOCEN

O

CAMPO CHICO

CAÑO DEL OESTE

CAÑO GRANDE

*

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DE

MÉRID

A

CHERT

DE

TACHIRA CONIACIENS

E

SANTONIENS

E

CAMPANIENS

E

MAESTRICHENS

E

DANIENS

E

MONTIENS

E

THANETIENS

E

ESPARNACIENS

E

CUISIENSE

YPRESIENCE IN

F

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RI

O

R

M

E

D

I

O

LUTECIENSE

S

U

P

PRIABONIENSE BARTONIENSE

RUPELIENS

E

CHATIENS

E

AQUITANIENS

E

BURDIGALIENSE

HELVECIENSE TORTONIENSE

SARMANCIENS

E

PONTIENS

E

PLAISANCIENS

E

ASTIENS

E

CUATERNARIO

S

E

NO

M

A

NIE

N

S

E

HAUTERIVIENS

E VALANGINIENS

E BERRIACIENS

E

CATATUMBO

135

Figura 222.- Columna Estratigrafica detallada Lago de Maracaibo

ASOCIACION MUCUCHACHI (?) / Fm. LA QUINTA

M

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O

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O

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I

C

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Fm. RIO NEGRO

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Fm.

MISOA

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Mbro.

ARENAS B

INFORMAL

Mbro.

ARENAS C

INFORMAL

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N

E

O

G

E

N

O

C

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A

TE

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N

A

RI

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Fm. MARACA

Fm. LISURE

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GRUPO

COGOLLO

Fm. MITO JUAN

Fm. LA LUNA

Fm. COLON Mbro.SOCUY

Fm. EL MILAGRO

Fm. ONIA

Fm. ISNOTU

Mbro.

BACHAQUERO

Fm. LA ROSA

Fm. LAGUNILLAS

Mbro.

LAGUNA INF.

Mbro.

LAGUNA

Mbro.

Sta. BARBARA

O

LI

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C

E

N

O

M

I

O

C

E

N

O

PLIO-

CEN

O

Arcillas limoliticas gris claro y pardo

Areniscas friables y arenas bastante

inconsolidadas con estratificación

cruzada de grano fino-conglomeratico

LITOLOGIA

UNIDADES

LITOESTRATIGRAFICAS

DESCRIPCION

LITOLOGICA PERIODO

E R A

EPOCA

Arcillas abigarradas y areniscas

Areniscas poco consolidadas, lutitas

y algunos lignitos

Areniscas intercaladas con arcillas y

luticas carbonaceas abigarradas

Areniscas poco consolidadas, lutitas

y algunos lignitos

Lutitas de gran espesor, marinas con

intercalaciones locales de areniscas

Arenas basales con intercalaciones de

arcillas laminares

Limolitas y arcillitas macizas de color

blanco a gris claro, posiblemente son

de origen eólico o continental

Lutitas de color gris oscuro

Intercalaciones de areniscas y lutitas

De litorales a costeras, además de

Areniscas de canales fluviales y que

Almacenan las mejores acumulaciones

petroleras en los Mbrs. B-X del Eoceno

Areniscas de grano muy fino, densas,

Laminares con bioturbaciones y estruc-

Turas de cono en cono, las cuales

Fueron depositadas en un ambiente de

Llanura de mareas.

Calizas arenosas, fosilíferas y arenis-

cas calcáreas, con intercalaciones de

Areniscas no calcáreas de grano fino

Arcillas que progresivamente van

Enriqueciéndose en contenido de

Arena hacia el tope

Conglomerados basales

Calizas fosilíferas, arenosas que se

Encuentran intercaladas con arcillas

Arenosas y lutitas calcáreas de colores

Negras, grises y azuladas, también

Fracturadas

Calizas laminadas muy densas y lutitas

Calcáreas, de color gris oscuro a negro,

Bituminosas, con concreciones

Lutitas micro fosilíferas de color gris

Oscuro a negro y de origen marino

136

5.2. Marco Geológico Regional

5.2.1. Cuenca de Maracaibo

La Cuenca de Maracaibo se desarrolla sobre una corteza relativamente estable,

definida actualmente por megafallas de desplazamiento lateral, configurando una

cuenca de forma triangular (Figura 5.1). La evolución tectosedimentaria de la Cuenca de

Maracaibo está relacionada con la interacción de las placas Sudamericana,

Norteamericana, Caribe y Farallón (Burke, 1988; Pindell y Barret, 1990; Montgomery et

al, 1992; Roure et al, 1997, entre otros).

Esta interacción produjo la generación de dos importantes fajas plegadas y

falladas: La Sierra de Perijá, cuyo levantamiento está datado entre el Eoceno Temprano

- Oligoceno Tardío (Kellog et al, 1984; Shagam et al, 1984; Audemard, 1991) y los

Andes de Mérida, con una actividad desde el Eoceno Superior. Ambas fajas plegadas y

en consecuencia los eventos tectónicos asociados cumplieron un importante rol para la

acumulación de hidrocarburos.

La evolución tectónica del área se puede dividir según numerosos autores en

cuatro etapas (Lugo y Mann, 1995; Parnaud et al, 1995, entre otros): Un sistema

extensional Jurásico representado por la generación de semigrabenes, cuyos

lineamientos controlaron gran parte de los procesos posteriores ocurridos en la cuenca.

Una etapa de margen pasivo durante el Cretácico, producto de la separación de

las placas Sudamérica y Norteamérica, caracterizada por fases transgresivas donde se

deposito la más importante roca madre del sistema, la Formación La Luna.

El inicio del desarrollo de una cuenca de antepaís durante el Maestrichtiense

Tardío-Eoceno Medio como respuesta a la convergencia Norte-Sur entre las placas

Sudamérica y del Caribe. Y finalmente, una compleja historia compresional durante el

Oligoceno-Reciente (choque de la placa del pacífico con la Sudamericana).

La roca madre por excelencia es la Formación La Luna, de edad Cretácico Tardío,

cuyas facies se extendieron por toda Venezuela Occidental hasta Colombia. Se han

137

encontrado rocas madre de importancia secundaria en los Grupos Cogollo (Miembro

Machiques de la Formación Apón) y Orocué (Formación Los Cuervos).

.

Figura 23. Ubicación de la Cuenca de Maracaibo

El petróleo fue generado, migrado y acumulado en diversos pulsos, siendo el más

importante el ocurrido durante el levantamiento andino (Mioceno).

Las principales rocas yacimiento clásticas son las Formaciones Río Negro y

Aguardiente (Cretácico), Grupo Orocué (Paleoceno), Mirador-Misoa (Eoceno),

Lagunillas y La Rosa (Mioceno).Las calizas (fracturadas) del Grupo Cogollo (Cretácico

temprano) constituyen los yacimientos carbonáticos más relevantes, mientras que los

sellos regionales más importantes son las Formaciones Colón (Cretácico Tardío) y Paují

(Eoceno Medio-Tardío).

Localmente, constituyen sellos importantes el Miembro Machiques (Formación

Apón) y las lutitas espesas dentro de las formaciones ubicadas hacia el Centro del Lago

de Maracaibo, como en las formaciones Misoa, Lagunillas y La Rosa (Figura 5.4), e

incluso secuencias cercanas a los frentes de deformación, como la Formación León y

los Grupos Guayabo (Andes) y El Fausto (Perijá).

138

Los principales campos petroleros se encuentran en la Costa Oriental del Lago de

Maracaibo, los que producen principalmente de yacimientos terciarios, como por

ejemplo: Cabimas, Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero, Mene Grande, Motatán y Ceuta.

En la costa Oeste se encuentran campos con producción importante en el

Cretácico, además del Terciario; entre los que se encuentran el campo de Urdaneta

(Lago de Maracaibo) y los del Flanco Perijanero, que son, de norte a sur: La

Concepción, Mara, La Paz, Boscán y Alturitas.

En el centro, los campos se ubican a lo largo de la estructura del sistema de fallas

de Lama-Icotea (Figura 24); entre ellos se cuentan: Lago, Centro, Lama y Lamar. La

gravedad de los crudos es bastante diversa; en general los crudos más livianos ocurren

en yacimientos cretáceos profundos y se van haciendo más pesados a medida que se

acercan a los yacimientos terciarios más someros. Algunos crudos de la Costa Oriental

del Lago, por ejemplo, llegan a tener menos de 13°API.

Figura 24. Sección Oste-Este de la Cuenca de Maracaibo.

139

5.2.2.- Evolución Tectónica y Sedimentaria de la Cuenca de Maracaibo

La Cuenca de Maracaibo ha estado sometida a procesos bastante complejos a lo

largo del tiempo geológico, dentro de los cuales se encuentran una serie de

transgresiones y regresiones marinas que determinaron la sedimentación, tanto de

rocas generadoras de hidrocarburos, como reservorios adecuados para acumularlos,

así mismo, varios períodos orogénicos y epirogénicos que han dado como resultado la

formación de trampas adecuadas para la retención de dichos hidrocarburos; estos

procesos tectónicos han sido consecuencia de interacciones sucesivas entre la placa

continental suramericana y las placas oceánicas del caribe al norte y del pacífico al

Oeste, sufriendo regímenes súper impuestos de extensión y compresión.

La evolución dinámica de la Cuenca de Maracaibo, tiene su inicio durante el

Permo-Triásico (250 m.a.), cuando se registra un evento tecto-termal, correlacionable

a escala mundial con la Orogénesis Herciniana, la cual origina metamorfismo y

plegamiento en la región de la actual Cordillera de Los Andes, emplazamiento de

cuerpos ígneos, formación del Arco de Mérida, levantamiento de la región Central del

Lago de Maracaibo, precursora de la subsiguiente Plataforma de Maracaibo; además el

borde continental se levanta produciendo retirada general de los mares de Venezuela

Occidental.

En el Triásico - Jurásico (220 m.a.), tiene lugar un episodio de apertura de corteza,

caracterizado por la formación preferencial de grabenes orientados NE-SO, rellenos con

depósitos continentales de la Formación La Quinta, cuya sedimentación se concentró al

Noreste y Sureste del Alto de Mérida y en la Sierra de Perijá con eventos volcánicos

situados en esta última, constituyendo además gran parte del substratum de la Cuenca

de Maracaibo (Figura 5.5). Durante este período la cuenca estuvo limitada por fallas

normales con la misma dirección de la Falla de Icotea, evidenciando el régimen

distensivo imperante, el cual estuvo seguido por un extenso período de erosión.

Durante el Cretácico se desarrolla el margen pasivo subsiguiente y la trasgresión a

comienzos de este período es correlacionable con los cambios eustáticos que

ocurrieron a escala global y que terminaron en el Cenomaniense-Campaniense. La

140

reducción aparente de la subsidencia controlada por fallas, la profundización

transgresiva de toda la cuenca y la estratigrafía, sugieren que el margen pasivo se

encontraba acuñado detrás de un arco volcánico (Pindell y Erikson, 1993). Dicha

trasgresión de comienzos del cretácico (Barremiense 120 m.a.), tiene lugar sobre tres

surcos marginales al levantamiento de la región Central del Lago que reciben los

Nombres de Machiques, Uribante y Barquisimeto, en los cuales se deposita el mayor

espesor de la Formación Río Negro (Figura 25).

Figura 24.- Mapa Paleogeográfico del Triásico-Jurásico en Venezuela Occidental.

Figura 26.- Mapa Paleogeográfico del Barremiense en Venezuela Occidental.

141

Durante el Aptiense-Albiense (115 m.a.), continua la transgresión cretácica, ocurre

una amplia cobertura de la Plataforma de Maracaibo ya bien delimitada y sedimentación

de calizas bioclásticas espesas sobre la mayor parte de la cuenca, se depositan las

formaciones Apón y Lisure. En el Albiense Tardío, el núcleo andino es rebasado por la

transgresión, ocurre una cobertura extensa de calizas bioclásticas correspondientes a la

Formación Maraca (Figura 27). Varias de las calizas depositadas durante este período

forman importantes reservorios de hidrocarburos en campos situados en la mitad

septentrional de la Plataforma de Maracaibo.

Figura 27.- Calizas bioclásticas correspondientes de la formación Maraca.

En el Cenomaniense - Santoniense (100 m.a.), ocurre un período de máxima

cobertura marina, debido a la intensificación de la transgresión cretácica, que se

extendió hacia el sur, cubriendo la Cuenca de Barinas. El tope de la Formación Maraca,

marca el comienzo de una extensa subsidencia regional, lo cual se traduce en cambios

litológicos importantes, pasando de las calizas con ostras de Maraca de ambiente

nerítico-costero a calizas negras y densas con amonites, intercaladas con lutitas

marinas con escasa fauna bentónica, representativas de condiciones euxínicas de

fondo, verdaderas trampas de materia orgánica que originaron buenas rocas madres de

142

petróleo, como lo es la Formación La Luna (Figura 28); la cual, a su vez constituye muy

buenos reservorios en algunos campos productores, debido a que las mismas se

encuentran altamente fracturadas.

Figura 28.- Mapa Paleogeográfico del Aptiense-Albiense en Venezuela Occidental.

En el Campaniense - Maestrichtiense (80 m.a.), se depositan capas glauconíticas y

fosfáticas indicativas de un período de sedimentación reducida, representada por los

Miembros Tres Esquinas (tope de la Formación La Luna) y/o Socuy (base de la

Formación Colón). La fase de margen pasivo, en la cual se desarrolló la sedimentación

de estas formaciones, culmina con la colisión y obducción del Arco del Pacífico al Oeste

con la Placa Suramericana, pasando a un régimen compresivo, mediante el cual el

ciclo marino cretáceo sufre un cambio gradual, con la sedimentación de las lutitas

marinas de cuenca de la Formación Colón sobre gran parte de Venezuela Occidental.

143

Figura 29.- Mapa Paleogeográfico del Cenomaniense-Santoniense en Venezuela Occidental

Figura 30.- Mapa Paleogeográfico del Maestrichtiense en Venezuela Occidental.

La sedimentación de Colón fue rellenando la cuenca hasta el Maestrichtiense

Tardío, momento en que aparecen intervalos arenosos que en algunas partes de la

144

cuenca, se conoce como, Formación Mito Juan (Figura 5.9). El ciclo Colón - Mito Juan,

representa el relleno de una gran cuenca cuya subsidencia había terminado. Estas

dos formaciones, constituyen una barrera impermeable de los hidrocarburos

encontrados en formaciones Cretácicas.

El final del Cretácico (65 m.a.), está caracterizado, en grandes extensiones de

Venezuela, por un período de orogénesis que puede correlacionarse con la Orogénesis

Laramidiana de Norteamérica y constituye el último evento tecto-termal importante

conocido en Venezuela. Se manifiesta en forma más violenta en los cinturones móviles

hacia el norte, donde produce metamorfismo, y con menor intensidad en la Cuenca de

Maracaibo, donde no se conocen eventos termales. Partes de las regiones andina y

perijanera, se convierten en áreas positivas. Con este evento, probablemente se inicia

el fallamiento gravitacional de los alineamientos norte-sur de la parte central de la

cuenca, produciéndose cambios en el patrón de isofacies entre la sedimentación del

Cretácico y la sedimentación del Paleoceno, debido a que se pone de manifiesto el

desarrollo de la cuenca de antepaís y el emplazamiento de las Napas de Lara.

La sedimentación del Paleoceno se desarrolla en tres provincias distintas:

Provincia Parálica, al Sureste; Provincia de Plataforma Marina Somera, ocupando

prácticamente toda la extensión del actual Lago y la región Noroeste de la cuenca,

representada por la Formación Guasare y la Provincia Geosinclinal, situada al Este -

Noreste de la Provincia de Plataforma, limitadas por una faja o zona de bisagra (Figura

29)

Durante el Eoceno Temprano y Medio (54 m.a.), se forma un extenso sistema

deltáico, con vértice al Suroeste y extenso abanico hacia el Noreste. Esta

sedimentación es extremadamente compleja, con sedimentación fluvial al Suroeste,

fluvio-deltáica sobre la plataforma y delta bajo hacia la línea de bisagra, correspondiente

a la Formación Mirador y Formación Misoa. Al Este - Noreste de la zona de bisagra, se

depositan turbiditas y "flysch" característico del surco de Barquisimeto: Formaciones

Trujillo y Matatere. Posteriormente, se depositaron lutitas profundas de la Formación

Paují y lutitas turbidíticas de la Formación Mene Grande, durante la parte superior del

Eoceno Medio (Figura 30)

145

Figura 31.- Provincia desarrollada durante el Paleoceno.

Esta sucesión ofrece un significativo potencial en la exploración petrolera, con

numerosos sistemas depositacionales transgresivos y regresivos, debido a la

deformación flexural a la cual estuvo sometida dicha secuencia.

Hacia el Eoceno Tardío (44 m.a.), ocurre un levantamiento generalizado de la

Cuenca de Maracaibo, y un período de fallamiento importante, particularmente en los

alineamientos longitudinales del Lago, con ejes de plegamiento orientados de sur a

norte, dichas modificaciones en la cuenca antepaís fueron debidas a la colisión del Arco

de Panamá, la cual se extendió hasta el Pleistoceno.

Los levantamientos de la Sierra de Perijá y de Los Andes de Mérida, particionaron

la cuenca de antepaís, generando así las actuales Cuencas de Maracaibo y Barinas-

Apure.

146

Figura 32.- Mapa Paleogeográfico del Eoceno Temprano y Medio en Venezuela Occidental.

La subsiguiente erosión profunda de las formaciones del Eoceno Medio, produce

la remoción casi total de las formaciones Paují y Mene Grande y la remoción parcial

de la Formación Misoa en los alineamientos Occidentales del Lago; en los bloques

situados hacia el Sur del Lago, la erosión de Misoa es total y localmente la Formación

Guasare (Figura 33).

Hay un fracturamiento de la sección de calizas Cretácicas y migración del

petróleo ya formado hacia los alineamientos levantados y fallados. Prevalece un

período de inversión del gradiente de la cuenca eocena, (régimen tectónico

transgresivo) de Noreste a Sur - Suroeste, probablemente relacionado con el

emplazamiento de las Napas del Caribe, el cual es un proceso de gran importancia en

la evolución de la cuenca petrolífera.

147

Figura 33.- Mapa Paleogeográfico del Oligoceno en Venezuela Occidental

Figura 34.- Mapa Paleogeográfico del Mioceno Medio-Tardío en Venezuela Occidental.

148

Figura 35- Mapa Paleogeográfico del Plioceno en Venezuela Occidental.

Durante el Oligoceno y Mioceno Inferior, la erosión que caracterizó el Eoceno

Superior, continúa sobre grandes extensiones en la parte Norte - Noreste del Lago y

comienza la sedimentación no marina hacia el Oeste - Suroeste, la cual, se preserva

sólo en los sinclinales y es conocida como Formación Icotea, que se encuentra en

forma esporádica rellenando depresiones de la superficie eocena erosionada (Figura

35).

La sedimentación marina del Mioceno, constituyó la cobertura impermeable

necesaria para preservar los hidrocarburos en las arenas truncadas del Eoceno. La

sedimentación de este período engrosa rápidamente hacia el sur demostrando

progresiva flexura de la corteza como consecuencia del levantamiento andino

predominantemente vertical. Durante este período, se deposita la Formación Isnotú

(Figura 35).

En el Plioceno, las cuencas de Maracaibo y Falcón, se van rellenando con

sedimentos de mayor influencia continental de la Formación Onia; los cuales se

encuentran bajo un régimen compresivo Este - Oeste, creando la estructuración más

reciente de las fallas de dirección norte–sur; y dando lugar a un levantamiento

importante de las cordilleras de Los Andes, del Caribe y de la Sierra de Perijá. Esta

compresión es atribuida a la colisión final del Arco de Panamá.

149

Durante el Pleistoceno, el Lago de Maracaibo, probablemente estuvo sometido a

oscilaciones en su nivel de agua, como consecuencia de las glaciaciones que

influenciaron las condiciones climáticas; hay una retirada de los mares y la

sedimentación en su mayoría continental, queda expuesta a la meteorización,

representada por los depósitos de la Formación El Milagro.

5.2.3.- Límites Estructurales de la Cuenca de Maracaibo

La Cuenca de Maracaibo esta limitado por los Andes de Mérida-Falla Boconó, la

Falla de Santa Marta-Bucaramanga y la Falla de Oca. Asociados a estos límites se

encuentran diferentes estilos estructurales formados, en parte a diferentes tiempos. Por

lo tanto, las características cinemáticas y la historia de la deformación de cada uno de

ellas están íntimamente ligadas con la generación de trampas para la acumulación de

hidrocarburos. En consecuencia el conocimiento de su historia geológica es

fundamental para entender el proceso de generación de trampas, fundamentalmente la

falla de Boconó debido a que esta relacionada con las fallas de Burro Negro y el

sistema de Barua-Motatán (Figura 36).

Figura 36.- Límites Estructurales de la Cuenca de Maracaibo.

150

5.2.4.- Estratigrafía Regional de la Cuenca de Maracaibo

La secuencia estratigráfica en el área donde se ubican los yacimientos está

constituida, de tope a base, por las formaciones El Milagro y Onia de época

Pleistoceno-Plioceno de ambientes fluvio-deltáico y depósitos continentales,

respectivamente. La secuencia prosigue con las formaciones Isnotu y Lagunillas, de la

época Mioceno, compuestas por depósitos continentales y marinos deltáicos

respectivamente y culmina con la Formación La Rosa, también de la misma época y

representada por sedimentos de origen marino. Consecutivamente, se encuentran la

formación Icotea de época oligoceno con Limolitas y arcillitas macizas de color blanco

a gris claro, posiblemente son de origen eólico o continental. Luego Infrayacen en forma

discordante las lutitas de la Formación Paují, de época Eoceno Medio, la cuál se

encuentra parcialmente erosionada bajo un ambiente de depositación marino. En

contacto concordante se encuentra la secuencia completa de la Formación Misoa

(Eoceno Inferior a Medio) integrada por areniscas y lutitas de ambiente fluvio-deltáico.

La sección superior de la Formación Misoa la integran las arenas "B" clasificadas

informalmente en B-Superior (B-1 a B-5) y B-Inferior (B-6 a B-10); Mientras que la

sección inferior la conforman las arenas "C" con los intervalos C-Superior (C-1 a C-3) y

C-Inferior (C-4 a C-7).

Garner (1926) fue el primero en describir la Formación Misoa en afloramiento en

los flancos del Cerros Misoa y Serranía de Trujillo, al Este del Lago de Maracaibo.

Garner (1926) y Sutton (1946) reportó filtraciones de petróleo en los afloramientos de la

Serranía de Trujillo y Cerro Misoa. Basado en trabajo dentro de los campos de la Costa

Bolívar, las cuales son localizadas al Este del Alto de Ceuta, Natera (1961) subdividió la

formación Misoa en los miembros de las arenas B y C. Mas tarde, tomando el trabajo de

Natera, Young (1961) y Walton (1967) correlacionaron las arenas de Misoa B y C en la

Cuenca del Lago de Maracaibo. Esta nomenclatura fue aceptada dentro de PDVSA

(Maguregui and Tyler, 1991; Lagazzi et al., 1993; Pestman et al., 1994; Trevino et al,

1997).

Las arenas Misoa B están divididas en varios intervalos, desde B7.0 hasta B1.0 y

presenta un rango de aproximadamente 1500 pies al Oeste de la falla de Pueblo Viejo y

151

a través de la cresta de la estructura del Alto de Ceuta presenta 4000 pies de espesor

en la parte Noreste del área de estudio. La porosidad efectiva y permeabilidad de las

areniscas del yacimiento presenta un rango de aproximadamente 8% a 20% y 1 md a

1100 md, respectivamente.

Subyacente y en contacto discordante se encuentran las calizas de la Formación

Guasare de época Paleoceno. A la Formación Guasare le siguen las formaciones del

Cretáceo, Mito Juan y Colón de edad (Maestrichtiense Tardío) Y (Campaniense-

Maestrichtiense), respectivamente quienes se han comportado como roca sello sobre

las rocas madres potenciales de la Formación La Luna. Éstas tres formaciones tienen

un ambiente depositacional predominantemente marino. Dentro de la formación Colón

se reconoce el Miembro Socuy, cuyas calizas forman la base de la Formación Colón.

La Formación La Luna constituye la unidad litoestratigráfica más característica del

Cretáceo perteneciente a la edad (Cenomaniense-Campaniense), debido a su alto

contenido de materia orgánica, por excelencia es la principal generadora de

hidrocarburos en la Cuenca de Maracaibo. Dentro de esta formación se reconoce el

Miembro Tres Esquinas, quien conforma el tope de la Formación La Luna.

En la parte superior del Grupo Cogollo se encuentran la Formación Maraca del

Cretáceo de edad (Albiense Tardío), que se sedimentó sobre la Plataforma de

Maracaibo y Los Andes Venezolanos; la Formación Lisure de la edad (Albiense Medio)

que es la unidad media del Grupo Cogollo y cuyas litofacies comprenden el comienzo

de la disminución del porcentaje de carbonatos del Grupo y finalmente la Formación

Apón del Aptiense – Albiense y cuya edad se ha determinado basándose en la

presencia de numerosos fósiles. Estas formaciones se depositaron bajo un ambiente

predominantemente marino. Infrayacente a la Formación Apón se encuentra la

Formación Río Negro del Cretáceo en la edad (Barremiense) Es la secuencia

sedimentaria transicional de ambiente predominantemente continental.

Infra yaciente discordantemente a la Formación Río Negro se encuentran a La

Formación La Quinta del Jurásico Tardío; esta es una unidad sedimentaria de

naturaleza continental. Las rocas que constituyen esta asociación, han sido asignadas

152

al Triásico Inferior y junto con la Asociación Mucuchachí (Carbonífero Tardío),

constituyen el basamento Pre-Cretáceo de toda la Cuenca de Maracaibo

5.3.- Revisión de los Factores de Recobro

5.3.1. Cuenca de Maracaibo

YACIMIENTOS DE ÉPOCA MIOCENO

En la Época Mioceno, los yacimientos productores de hidrocarburos se ubican

solamente hacia el Lago de Maracaibo. Como puede apreciarse en la Figura 5.2, se

identifican 3 formaciones en esta época: Isnotu, Lagunillas y La Rosa.

La Formación Lagunillas está constituida por 3 miembros perfectamente definidos:

Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior.

En la formación La Rosa, el miembro Santa Bárbara constituye la roca yacimiento.

El tope de La Rosa lo constituyen lutitas de gran espesor, con intercalaciones muy

locales de areniscas.

Formación Isnotu

Se identificaron 22 yacimientos con Reservas Recuperables Primarias de 150.345

MBLS. El crudo es muy variable. Este miembro está constituido por areniscas poco

consolidadas y niveles de porosidad y permeabilidad media-alta. La tabla (10) muestra

la agrupación de los factores de recobro que registra el Libro de Reservas, agrupados

en rangos de 10 % cada uno que fueron arrojados de la Estadística 1.

Tabla 10.- Distribución de Yacimientos por rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – Formación Isnotú

NUMERO DE

YACIMIENTOS10 4 3 5 0 0

FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %

22

FORMACIÓN

ISNOTÚ

TOTAL

YACIMIENTOS0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

153

La tabla (1o) muestra 10 yacimientos cuyo Factor de Recobro asignado es menor

a 10 %. Luce eviente que estos valores han sido erróneamente asumidos. Solo en caso

de crudos extrapesados se registran valores tan bajos como 10 %, o menor. Atendiendo

a las características que presentan los yacimientos mostradas en la tabla (10), todos

yacimientos fueron reubicados dentro de un rango más razonable de factor de recobro.

Para ello se utilizaron los criterios antes mencionados.

Tabla 11.-Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro Post-Análisis - Formación Isnotú

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 11<API<17 18<API<28 26<API<28 API=43 -

22

TOTAL

YACIMIENTOS


0 11 7 2NUMERO DE

YACIMIENTOS2 0

FORMACIÓN

ISNOTÚ

La corrección del Fr arroja los siguientes resultados:

El 50 % de los yacimientos de la Formación Isnotú poseen factores de recobro

(corregidos) entre 10 y 20%, con un promedio de 18 %. La gravedad API de

estos 11 yacimientos oscila entre 11 y 17 °, con promedio 15 ° API.

7 yacimientos (32 % del total) se ubican en un Fr (corregido) entre 20 y 30 %.

Su rango de gravedad API varía entre 18 y 28 ° API.

2 yacimientos (9 % del total) se ubican en un Fr (corregido) entre 30 y 40 %. Su

rango de gravedad API varía entre 26 y 28 ° API. Ambos yacimientos presentan

como mecanismo de producción empuje por expansión de la capa de gas, lo

cual les confiere un recobro mayor.

2 yacimientos (9 % del total) se ubican en un Fr (corregido) entre 40 y 50 %. La

gravedad de ambos es de 43 ° API.

Formación Lagunillas

Miembro Bachaquero

Este Miembro está constituido por areniscas poco consolidadas y niveles de

porosidad y permeabilidad media-alta. No obstante, el tipo de crudo en su mayoría es

154

pesado-mediano. Se identificaron 54 yacimientos con Reservas Recuperables Primarias

de 7.542.794 MBLS.

Tabla 12- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – miembro Bachaquero

3 7 3

MIEMBRO

BACHAQUERO

FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL

YACIMIENTOS40<FR≤50 50<FR≤600<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40

NUMERO DE

YACIMIENTOS11 19 11 54

Once (11) de estos yacimientos muestran factores de recobro menores o iguales a

10%. Se asumen factores tan irracionales como: 0,00 %, 0,20 %, 3,5 %, etc. También

se registran casos de subestimación con yacimientos que aun cuando poseen crudo

liviano, se les asigna un Fr muy bajo. Tal es el caso del yacimiento BACH1-2

VLG3519 cuya gravedad es de 36 ° API y el Fr asumido es de solo 22 %. Del mismo

modo, se detectan casos de sobre estimación, tal es el caso del yacimiento BAINF-13

cuyo Fr estimado es de 56,86 %, aun cuando su gravedad API es de solo 23 °.

El post-análisis, luego de reconsiderar los factores de recobros, muestra los

siguientes resultados:

Tabla 13.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro Bachaquero

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 12<API<14 14<API<30 24<API<31 API=36


10 26 170

MIEMBRO

BACHAQUERO

NUMERO DE

YACIMIENTOS

TOTAL

YACIMIENTOS

1 0 54

La mayoría de los yacimientos (26) fueron reubicados en el rango de Fr entre 20 a

30%, puesto que poseen crudo pesado-mediano, entre 14 y 30 ° API. Es de hacer

notar que para este miembro se registran muy altas porosidades, hasta 33,5 %. Este

parámetro es determinante en la reestimación del Fr, puesto que es directamente

proporcional a la permeabilidad; Las tablas 5.3 y 5.4 son producto de la Estadística 2.

155

Miembro Laguna.

Se identificaron 61 yacimientos con Reservas Recuperables Primarias de

2.898.147 MBLS. Este Miembro está constituido por areniscas poco consolidadas y

niveles de porosidad y permeabilidad media-alta. No obstante, el tipo de crudo es

mediano-pesado con gravedad API muy variable.

Tabla 14.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – miembro Laguna

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

MIEMBRO

LAGUNA

NUMERO DE

YACIMIENTOS 10 13


YACIMIENTOS

6122 10 6 0

Se encontraron 14 yacimientos con valores de Fr menores al 15%, de los cuales

cinco (5) corresponden a crudo mediano, uno (1) a crudo liviano y ocho (8) a crudo

pesado.

Tabla 15.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro Laguna

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 15<API<16 17<API<29 25<API<35 API=36

0 0

MIEMBRO

LAGUNA

NUMERO DE

YACIMIENTOS0 15


YACIMIENTOS

6135 11

35 yacimientos (57 % del total) poseen valores entre 20 y 30 %. Este resultado

resulta lógico puesto que la gravedad API los ubica en la categoría de crudo pesado-

liviano. Se aprecian valores de porosidad tan altos como 36 %. El 95 % de los

yacimientos se ubican en las categorías de crudo pesado y mediano. Las tablas 14 y

15 son el resultado de la Estadística 3

156

Miembro Lagunillas inferior


10.466.193 MBLS. Este Miembro está constituido por areniscas poco consolidadas y

niveles de porosidad y permeabilidad media-alta. No obstante, el tipo de crudo en su

mayoría es mediano-pesado.

Tabla 16.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – miembro Lagunillas Inferior

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 4 16 17 10 5 0 52

MIEMBRO

LAGUNILLAS

INFERIOR

Se ubicaron 4 (cuatro) yacimientos con Fr menores a 10 %, entre ellos destaca el

LGINF-19, cuyo Fr asumido es 0,00 %, lo cual resulta irracional.

La revisión de los factores de recobro para el miembro Lagunillas inferior se

muestra en la tabla 17 como producto de la Estadística 4:

Tabla 17.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro Lagunillas Inferior

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 12<API<18 17<API<30 24<API<35 - -

14 0

FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %MIEMBRO

LAGUNILLAS

INFERIOR

0 52NUMERO DE

YACIMIENTOS0 16 22

TOTAL

YACIMIENTOS

El post-análisis indica que la mayor cantidad de yacimientos (22) se ubican en el

rango de Fr de 20 a 30 %. Estos resultados eran de esperarse puesto que el crudo es

mayoritariamente pesado-mediano. Solo 4 yacimientos poseen crudo liviano.

157

Formación La Rosa

Miembro Santa Bárbara


966.516 MBLS. Este Miembro está constituido por areniscas poco consolidadas y

niveles de porosidad y permeabilidad media-alta. El tipo de crudo es mayoritariamente

liviano.

Tabla 18.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – miembro Santa Barbara.

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

NUMERO DE

YACIMIENTOS 7 10415

TOTAL

YACIMIENTOS

MIEMBRO LA

ROSA


14 18 22 23 5

Se detectaron 14 yacimientos con valores de Fr menores a 10%. Un yacimiento

presenta Fr de 0,00 % y 2 yacimientos con gravedades API mayores a 50, presentan Fr

en el orden del 5 %. Estos tres casos se mencionan como ejemplo de subestimación

severa del factor de recobro. También se observan dos casos de sobreestimación del

Fr. Dos yacimientos con gravedades API de 29 y 35°, presentan FR de 68 y 70 %,

respectivamente.

El post-análisis indica que solo 10 yacimientos califican como pesados, 38 califican

como medianos y los 56 restantes corresponden a crudo liviano. Como consecuencia,

45 yacimientos se ubican en el rango de Fr de 30 a 40%.

Tabla 19.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro Santa Barbara.

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 12<API<19 18<API<29 23<API<35 33<API<38

MIEMBRO LA

ROSA


YACIMIENTOS

3 1044 36 45 16NUMERO DE

YACIMIENTOS0

158

Se revisaron 3 (tres) yacimientos de condensado (° API > 50) cuyo Fr se ubicó en

el rango de 50 a 60 %. Es de hacer notar que 53 yacimientos presentan como

mecanismo de producción el empuje hidráulico, lo cual les confiere un factor de recobro

mayor al de gas en solución. Cabe Destacar que el Miembro La Rosa registra el mayor

número de yacimientos productores en occidente estos resultados se sustentan en la

Estadística 5.

YACIMIENTOS ÉPOCA OLIGOCENO

Formación Icotea

El Oligoceno se caracteriza por un desarrollo muy local. El Libro de Reservas

contiene 14 yacimientos de Edad Oligoceno. De este total, 9 (nueve) son productores

de la Formación Icotea y 5 (cinco) del Oligoceno Sin Definir (S/D), es decir, la formación

y/o miembro no han sido definidos aun. El total de las reservas Recuperables para esta

época es de 4.530.300 MBLS. La tabla (5.11) contiene el total de los yacimientos

agrupados en rangos de factor de recobro, considerando los valores de Fr que

aparecen en el Libro de Reservas.

Tabla 20.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – época Oligoceno

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

14

NUMERO DE

YACIMIENTOS 3 2 6 1 1 0 1

ÉPOCA

OLIGOCENO


YACIMIENTOS

El pre-análisis indica que a 3 yacimientos les fueron asignados Fr menores de

10%. Destaca entre ellos el yacimiento URD 05, cuyo Fr asumido es de apenas 0,60 %,

lo cual resulta incoherente.

Al revisar los Fr y asumir valores acordes con la gravedad API, mecanismo de

producción y porosidad, se obtuvieron los resultados indicados en la tabla 21

159

Tabla 21.- Distribución de Yacimientos por Rango de factor de Recobro. Post-análisis – época Oligoceno

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 10<API<13 API=31 31<API<43 API=35

ÉPOCA

OLIGOCENO


YACIMIENTOS

NUMERO DE


El post-análisis indica que el Fr de 7 (siete) yacimientos se encuentran en el rango

de 30 a 40 %, puesto que la mayoría de los yacimientos contienen crudo liviano,

incluyendo un yacimiento de condensado. Solo 4 (cuatro) yacimientos contienen crudo

pesado. No se distinguen crudos medianos en esta época.

Época Eoceno

Formación paují

Paují constituye la Formación más somera deln Eoceno. SAu desarrollo es

sumamente local. Resulta prospectiva solo en la Costa WEste El Libro de Reservas

identifica 11 yacimientos correspondientes a Paují. Diez de ellos están ubicados hacia

el área Mene Grande / Barua / Motatan El total de las reservas Recuperables para esta

formación es de 355.996 MBLS.

La tabla N° 22 contiene el total de los yacimientos agrupados en rangos de factor

de recobro, considerando los valores de Fr que aparecen en el Libro de Reservas.

Tabla 22.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis - Formación Paují

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

11

NUMERO DE


FORMACIÓN

PAUJÍ


YACIMIENTOS

El pre-análisis indica valores de Fr muy razonables. No se identifican Fr menores

de 10 %. Del total de los once yacimientos, 9 (nueve) presentan empuje hidráulico.

Solo 3 (tres) yacimientos contienen crudo pesado, el resto posee crudo mediano.

160

Al observar la Estadística 7 y revisar los Fr y asumir valores acordes con la

gravedad API, mecanismo de producción y porosidad, se obtuvieron los resultados

indicados en la tabla 23.

Tabla 23.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-Análisis – Formación Paují

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 22<API<23 20<API<25 API=29 - -

118 1 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 2


YACIMIENTOS

FORMACIÓN

PAUJÍ

El post-análisis indica que el Fr de 8 (ocho) yacimientos se encuentran en el rango

de 20 a 30 %. Solo 2 (dos) yacimientos se ubican en el rango de 10 a 20%, debido a su

baja porosidad. Un yacimiento de 29 ° API se encuentra entre 30 y 40 % de Fr.

Formación Carbonera

El Libro de Reservas identifica 12 yacimientos correspondientes a la Formación

Carbonera, once de ellos están ubicados en el Campo Los Manueles y uno en San José

(Perijá). El total de las reservas Recuperables para esta formación es de 81.741 MBLS.

La tabla contiene el total de los yacimientos agrupados en rangos de factor de

recobro, considerando los valores de Fr que aparecen en el Libro de Reservas.

Tabla 24.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – Formación Carbonera

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

FORMACIÓN

CARBONERA


YACIMIENTOS

0

NUMERO DE


El Pre-análisis muestra un solo yacimiento en el rango de 0 a 10 %. Si bien es

cierto que existe una subestimación del Fr, esta no resulta excesiva. Al revisar los Fr y

asumir valores acordes con la gravedad API, mecanismo de producción y porosidad, se

obtuvieron de la Estadística 8 los resultados indicados en la tabla 25.

161

Tabla 25.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis - Formación Carbonera

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 17<API<19 28<API<34 38<API<46 -

122 6 4 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

FORMACIÓN

CARBONERA

La explicación para re-estimar los Fr se fundamenta en la gravedad API y en el

mecanismo de producción. El 75 % de los yacimientos contienen crudo liviano, con

gravedades API mayores de 30°. Todos los yacimientos presentan empuje hidráulico.

La porosidad media es de 20 %. Atendiendo a estos parámetros, el Fr de la mitad de los

yacimientos se reubica en el rango de 30 a 40 %.

Formación Misoa

La Formación Misoa presenta en el Libro de Reservas un total de 1.363.660 MBLS

de Reservas Recuperables. De un total de 15 yacimientos, 10 se ubican en el área

Mene Grande / Barua / Motatan. Al analizar los 15 yacimientitos se observa estimación

de Fr muy racional. Solo en 2 (dos) de ellos fueron asumidos Fr menores a 10 %. La

tabla N° X contiene el pre-análisis de la Formación Misoa.

Tabla 26.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis - Formación Misoa

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

0

FORMACIÓN

MISOA


YACIMIENTOS

NUMERO DE


El Pre-análisis indica que 10 yacimientos poseen empuje hidráulico y 5 (cinco)

producen por gas en solución. La porosidad varía entre 8 y 18 %, excepto 2 (dos)

yacimientos del Campo Urdaneta (Lago) los cuales poseen porosidades de 25 %.

Una vez revisados los Fr. y atendiendo los resultadlos que fueron arrojados por la

Estadística 9 se obtiene la tabla 27.

162

Tabla 27.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis - Formación Misoa

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 14<API<17 19<API<25 API=28 - -

0 0 15

TOTAL

YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS

FORMACIÓN

MISOA


0 4 10 1

Diez yacimientos se reubican en el rango de Fr de 20 a 30 %, puesto que todo el

crudo es mediano-pesado. 4 (cuatro) continúan en el rango de Fr de 10 a 20 % y solo

uno en el rango de 30 a 40 %, por tratarse de un crudo de 28 ° API con empuje

hidráulico.

Formación Mirador

El desarrollo de Mirador tiene carácter muy local. Los 14 yacimientos productores

de esta formación se ubican hacia la costa suroeste del Lago de Maracaibo. Las

Reservas Recuperables se estiman en 208.715 MBLS.

Contrario a la mayoría analizada hasta ahora, en esta formación se observa una

tendencia a la sobre-estimación de los Fr. El Pre-análisis mostrado a continuación en la

tabla 28, fue obtenido de la Estadística 10.

Tabla 28.- Distribución de yacimientos por rango de factor de recobro. pre-análisis - Formación Mirador

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

14

NUMERO DE


FORMACIÓN

MIRADOR


YACIMIENTOS

Se identifican 3 (tres) yacimientos con Fr en el rango de 50 a 70 %, considerados

sobre-estimados. 5 (cinco) yacimientos fueron estimados en el rango de 20 a 30 %,

razonablemente asumidos.

El post-análisis es resumido en la tabla 29, mostrada a continuación.

163

Tabla 29.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis - Formación Mirador

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 15<API<18 17<API<23 27<API<36 - -

142 10 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 2


YACIMIENTOS

FORMACIÓN

MIRADOR

La porosidad de la formación se encuentra en el orden de 17 a 20%. De los 14

yacimientos, 12 presentan empuje hidráulico, los 2 (dos) restantes producen por gas en

solución. El crudo es mayoritariamente mediano-liviano, solo 3 (tres) yacimientos

poseen crudo pesado. La revisión de los Fr ubica 10 de los yacimientos en el rango de

30 a 40 %, dada las características de la mayoría de los yacimientos que se reflejan en

la Estadística 10.

Arenas B-Superior (Misoa)

MARAVEN, la antigua filial de PDVSA, en algunas áreas estilaba agrupar las

arenas B-1 a la B-5 en un solo yacimiento denominado B-Superior. El Eoceno-B está

constituido por areniscas consolidadas a muy consolidadas, de porosidad media a alta.

En esta clasificación se identifican 41 yacimientos, con un POES de 6.618.857 MBLS. Y

Reservas Recuperables calculadas en 1.386.684 MBLS, con lo cual se obtiene un Fr

promedio de 21,0 %. Del total, 38 yacimientos se ubican en el Lago de Maracaibo, y los

3 (tres) restantes en el Campo Tomoporo, hacia la costa sureste del lago. La tabla 5.21

contiene la agrupación de los yacimientos en rangos de Fr.

Tabla 301.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – Arena B-Superior.

0<FR?10 10<FR?20 20<FR?30 30<FR?40 40<FR?50 50<FR?60 60<FR?70

ARENA

B-SUPERIOR


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 4 19 9 6 3 0 0 41

Solo a 4 (cuatro) yacimientos le fueron estimados Fr menores a 10%. El pre-

análisis indica que excluyendo estos yacimientos, la estimación del Fr es aceptable.

Inicialmente 19 yacimientos se ubican en el rango de Fr entre 10 y 20 %.

164

Al analizar la arena en la Estadística 11 se observa que en su mayoría (78 %) los

yacimientos poseen crudo mediano-liviano. Solo 9 (nueve) yacimientos poseen crudo

pesado. La gravedad del crudo varía entre 14 y 38 ° API. El mecanismo de producción

predominante es el gas en solución, sin embargo, 18 yacimientos producen mediante

empuje hidráulico. La porosidad resulta muy variable, oscila entre 11 y 30 %.

La tabla 31 contiene los resultados del post-análisis.

Tabla 31.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis Arena B-Superior

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 14<API<20 17<API<31 25<API<39 35<API<39 -

ARENA

B-SUPERIOR


NUMERO DE

YACIMIENTOS0 7 16 14 4 0 41

TOTAL

YACIMIENTOS

Al revisar el factor de recobro, 16 yacimientos se reubican en el rango de Fr de

20 a 30% y 14 yacimientos en el rango de 30 a 40 %. Este resultado resulta lógico dada

la gravedad API del crudo.

A fin de ilustrar el impacto de la estimación del Factor de Recobro sobre la

cuantificación de reservas, se recalcularon las reservas de los yacimientos

correspondientes a B-Superior, utilizando el nuevo Fr obtenido de la Estadística 11. La

tabla N° 32 muestra los resultados.

165

Tabla 32.- Reservas Recuperables Revisadas de los Yacimientos de las Arenas B-Superior. Cifras en MBLS

Original Revisado Diferencia Originales Revisadas Diferencia

41 6.618.857 21,0 22,6 1,6 1.386.684 1.493.480 106.796

B-SUP LRF0021 1.629 45,6 33,0 -12,6 743 538 -205

B-SUP SLG0003 33.368 18,8 39,0 20,2 6.273 13.014 6.741

B-SUP SLG0007 19.030 26,3 33,0 6,8 4.995 6.280 1.285

B-SUP SVS0208 8.903 29,3 29,0 -0,3 2.607 2.582 -25

B-SUP TOM-2X 115.180 15,0 23,0 8,0 17.277 26.491 9.214

B-SUP TOM-3X 41.491 15,0 24,0 9,0 6.224 9.958 3.734

B-SUP VLC0070 470 24,0 18,0 -6,0 113 85 -28

B-SUP VLC0073 115.106 17,3 17,0 -0,3 19.902 19.568 -334

B-SUP VLC0525 42.268 17,1 16,0 -1,1 7.219 6.763 -456

B-SUP VLC0531 26.444 18,3 18,3 0,0 4.839 4.839 0

B-SUP VLC0531 42.211 18,3 17,0 -1,3 7.725 7.176 -549

B-SUP VLC0814 30.044 41,0 19,0 -22,0 12.318 5.708 -6.610

B-SUP VLC0858 8.793 24,0 18,0 -6,0 2.110 1.583 -527

B-SUP VLC1068 26.505 36,0 21,0 -15,0 9.547 5.566 -3.981

B-SUP VLG3501 8.052 41,3 44,0 2,7 3.325 3.543 218

B-SUP VLG3502 4.600 9,1 38,0 28,9 419 1.748 1.329

B-SUP VLG3504 4.360 20,2 36,0 15,8 881 1.570 689

B-SUP VLG3506 2.752 34,2 37,0 2,8 941 1.018 77

B-SUP VLG3508 6.197 18,9 32,0 13,1 1.169 1.983 814

B-SUP VLG3509 20.419 10,6 30,0 19,4 2.164 6.126 3.962

B-SUP VLG3525 8.372 28,0 33,0 5,0 2.344 2.763 419

B-SUP VLG3527 17.027 18,4 28,0 9,6 3.126 4.768 1.642

B-SUP VLG3530 3.312 15,0 34,0 19,0 497 1.126 629

B-SUP VLG3532 7.479 33,0 42,0 9,0 2.468 3.141 673

B-SUP VLG3535 23.879 5,0 29,0 24,0 1.194 6.925 5.731

B-SUP VLG3540 3.532 37,3 39,0 1,7 1.317 1.377 60

B-SUP VLG3542 20.183 9,0 24,0 15,0 1.816 4.844 3.028

B-SUP VLG3578 6.465 7,1 44,0 36,9 459 2.845 2.386

B-SUP VLG3607 2.475 20,0 25,0 5,0 495 619 124

B-SUP VLG3608 6.873 33,1 44,0 10,9 2.275 3.024 749

B-SUP VLG3624 10.747 25,0 33,0 8,0 2.687 3.547 860

B-SUP VLG3637 3.503 15,0 33,0 18,0 525 1.156 631

B-SUP VLG3637 494 15,0 34,0 19,0 74 168 94

B-SUP VLG3644 9.773 15,0 29,0 14,0 1.466 2.834 1.368

B-SUP VLG3665 129.240 20,0 28,0 8,0 25.848 36.187 10.339

B-SUP VLG3689 4.757 30,0 29,0 -1,0 1.427 1.380 -47

B-SUP VLG3691 19.618 30,1 26,0 -4,1 5.905 5.101 -804

B-SUP VLG3693 461.819 11,7 24,0 12,3 53.894 110.837 56.943

B-SUP VLG3694 9.401 14,0 34,0 20,0 1.316 3.196 1.880

B-SUP VLG3729 5.217.155 22,0 22,0 0,0 1.147.774 1.147.774 0

B-SUP TOM-1X 94.931 20,0 25,0 5,0 18.986 23.733 4.747

FACTOR DE RECOBRO (%)YACIMIENTOS POES

RESERVAS RECUPERABLES (MBLS)

Al aplicar el Fr revisado a los 41 yacimientos, se obtiene un incremento en las

Reservas Recuperables de 106.796 MBLS, lo cual equivale a un aumento porcentual

del 7,7% de estas reservas. Esto demuestra inequívocamente la relevancia de una

buena estimación del factor de recobro.

Arena B-1 (Misoa)

El Libro de Reservas registra 25 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un

POES de 3.456.757 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 527.770 MBLS. El

166

crudo es mayoritariamente pesado-mediano. Solo dos yacimientos corresponden a

crudo liviano.

Como resultado de la Estadística 12, la tabla 33 muestra el Pre-análisis de los

factores de recobro.

Tabla 33.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arena B-1

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

25

NUMERO DE


ARENA

B-1


YACIMIENTOS

Se observan 8 yacimientos con Fr menores a 10% y 10 yacimientos con Fr entre

10 y 20 %. Solo 7 yacimientos poseen valores entre 20 y 30 %.

La tabla 34 muestra la nueva distribución con los Fr's revisados obtenidos de la

Estadística 12

Tabla 34.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-1

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- API=10 14<API<32 23<API<30 - -

2517 6 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 2


YACIMIENTOS

ARENA

B-1

La revisión reubica 17 yacimientos en el rango de 20 a 30%. Este resultado refleja

mucho más la gravedad del crudo preponderante.

Arena B-2 (Misoa)


POES de 8.185.315 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 1.109.473 MBLS. El

crudo es mayoritariamente mediano. Solo un yacimiento corresponde a crudo pesado y

4 (cuatro) poseen crudo liviano.

167

La tabla 35 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la

Estadística 13.

Tabla 35. Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Arena B-2

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

29

NUMERO DE


ARENA

B-2


YACIMIENTOS

Un total de 12 yacimientos presentan Fr menor a 10 % y 15 yacimientos Fr entre

10 y 20 %. Solo dos yacimientos poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es

mayoritariamente mediano.

La tabla 36 muestra la nueva distribución con los Fr revisados y obtenidos de la

Estadística 13.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- API=10 14<API<32 23<API<30 - -

2925 2 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 2


YACIMIENTOS

ARENA

B-2

La revisión reubica el Fr de 25 yacimientos en el rango de 20 a 30%. Este

resultado se ajusta mucho más a la gravedad del crudo mediano.

Arena B-3 (Misoa)


POES de 5.347.612 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 597.140 MBLS. El

crudo es mayoritariamente mediano. Solo 3 (tres) yacimientos corresponden a crudo

pesado y 3 (tres) poseen crudo liviano.

168


Estadística 14.

Tabla 37- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Arena B-3

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

28

NUMERO DE


ARENA

B-3


YACIMIENTOS


10 y 20 %. Solo un yacimiento poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es


La tabla 38 muestra la nueva distribución con los Fr revisados y obtenidos de la

Estadística 14.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- API=10 14<API<32 23<API<30 - -

2823 2 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 3


YACIMIENTOS

ARENA

B-3

La revisión reubica el Fr de 23 yacimientos en el rango de 20 a 30%. Este

resultado se ajusta mucho más a la gravedad del crudo mediano.

Arena B-4 (Misoa)


POES de 815.728 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 102.568 MBLS. El

crudo es mayoritariamente mediano. Solo 4 (tres) yacimientos corresponden a crudo

pesado y 2 (dos) poseen crudo liviano. La tabla 39 muestra el Pre-análisis de los

factores de recobro obtenidos de la Estadística 15.

169

Tabla 39.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – Arena B-4

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

NUMERO DE


MIEMBRO

B-4


Un total de 5 yacimientos presentan Fr menor a 10 % y 10 yacimientos Fr entre 10

y 20 %. Solo 2 (dos) yacimientos poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es


La tabla 40 muestra la nueva distribución con el Fr revisados obtenidos de la

Estadística 15.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- API=17,1 20<API<28 24<API<33 - -

1914 4 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 1


YACIMIENTOS

MIEMBRO

B-4

La revisión reubica el Fr de 14 yacimientos en el rango de 20 a 30% y 4 (cuatro)

yacimientos en el rango de 30 a 40 %. Este resultado se ajusta mucho más a la

gravedad del crudo mediano.

Arena B-5 (Misoa)



crudo es mayoritariamente mediano. Solo 10 yacimientos corresponden a crudo pesado

y 10 poseen crudo liviano. La tabla 41 muestra el Pre-análisis de los factores de recobro

obtenidos de la Estadística 16.

170

Tabla 41.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – Arena B-5

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

MIEMBRO

B-5


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 12 16 11 8 2 2 2 53


10 y 20 %. Solo 11 yacimientos poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es


La tabla 42 muestra la nueva distribución con el Fr revisados y obtenidos de la

Estadística 16.

Tabla 42.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Arena B-5

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 16<API<21 21<API<32 24<API<32 - API=49

MIEMBRO

B-5


YACIMIENTOS

NUMERO DE


La revisión reubica el Fr de 30 yacimientos en el rango de 20 a 30% y 14

yacimientos en el rango de 30 a 40 %. Un yacimiento de condensado (49 ° API) se

ubica en el rango de 50 a 60%. Este resultado se ajusta mucho más a la gravedad del

crudo mediano.

Arena B-6 (Misoa)




y 10 poseen crudo liviano.

171


Estadística 17.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

MIEMBRO

B-5


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 12 16 11 8 2 2 2 53


10 y 20 %. Solo 11 yacimientos poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es


La tabla 44 muestra la nueva distribución con el Fr revisados y obtenidos de la

Estadística 17.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 16<API<21 21<API<32 24<API<32 - API=49

MIEMBRO

B-5


YACIMIENTOS

NUMERO DE


La revisión reubica el Fr de 30 yacimientos en el rango de 20 a 30% y 14

yacimientos en el rango de 30 a 40 %. Un yacimiento de condensado (49 ° API) se

ubica en el rango de 50 a 60%. Este resultado se ajusta mucho más a la gravedad del

crudo mediano.

Arena B-7 (Misoa)



172


y 2 poseen crudo liviano.


Estadística 18.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

26

NUMERO DE


MIEMBRO

B-7


YACIMIENTOS

El pre-análisis agrupa 6 yacimientos en el rango de 0 a 10 % de Fr, a pesar de que

el crudo es en gran parte mediano. 8 yacimientos se ubican en el rango de 10 a 20 %

de Fr y solo 6 yacimientos en el rango de 20 a 30 %.

Al revisar el Fr obtenidos de la Estadística 18, se obtienen los resultados

mostrados en la tabla 46.

Tabla 46.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis. – Arena B-8

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 16<API<19 21<API<29 25<API<35 - -

2618 6 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 2


YACIMIENTOS

MIEMBRO

B-7

El post- análisis agrupa 18 yacimientos (69 % del total) en el rango de 20 a 30 % y

6 en el rango de 30 a 40 %. Estos resultados están en mayor concordancia con la

gravedad del crudo predominante.

Arena B-8 (Misoa)


POES de 1.664.796 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 437.671 MBLS. La

173

mitad de los yacimientos contienen crudo mediano, casi la otra mitad crudo liviano y

solo un yacimiento posee crudo pesado.


Estadística 19.

Tabla 47.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Arena B8

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

15

NUMERO DE


MIEMBRO

B-8


YACIMIENTOS

Un yacimiento se ubica en el rango de 0 a 10 % y solo 3 en el rango de de 20 a

30%. Sin embargo, a 5 yacimientos se le estiman Fr entre 40 y 50 %.

Al revisar el Fr arrojados de la Estadística 19, se obtienen los resultados

mostrados en la tabla 48.

Tabla 48.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B8

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 18<API<29 25<API<36 - -

154 11 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

B-8

El post-análisis agrupa 11 yacimientos (73 % del total) en el rango de 30 a 40 % y


gravedad del crudo liviano predominante.

Arena B-9 (Misoa)


POES de 125.797 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 24.306 MBLS. 7

174

yacimientos contienen crudo mediano y 5 crudo liviano. No se registran yacimientos de

crudo pesado.


Estadística 20.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

12

NUMERO DE


MIEMBRO

B-9


YACIMIENTOS

2 yacimientos se ubican en el rango de 0 a 10 % y solo 1 en el rango de de 20 a

30 %. A 6 yacimientos se le estiman Fr entre 10 y 20 %.

Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 50, como

resultado de la Estadística 20.


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 23<API<29 28<API<35 - -

126 6 0 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

B-9

El post-análisis agrupa la mitad de los yacimientos en el rango de 20 a 30 % y y la

otra mitad en el rango de 30 a 40 %. Estos resultados están en mayor concordancia con

la gravedad del crudo mediano-liviano.

Arena B-INF (Misoa)

B-Inferior agrupa arenas correspondientes a B-6 a B-9, mayoritariamente en el

Lago de Maracaibo. El Libro de Reservas registra 46 yacimientos en estas arenas, los

175

cuales totalizan un POES de 3.324.594 MBLS y Reservas Recuperables primarias de

1.195.053 MBLS. Más de la mitad de los yacimientos contienen crudo liviano, 11

yacimientos poseen crudo pesado y 9 poseen crudo mediano.

La tabla 5.1 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la

Estadística 21.

Tabla 51.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arenas B-Inf

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

46

NUMERO DE


MIEMBRO

B-INFERIOR


YACIMIENTOS

2 yacimientos se ubican en el rango de 0 a 10 % y solo 13 en el rango de 20 a

30%. Sin embargo, a 6 yacimientos se le estiman Fr entre 40 y 50 %.

Al revisar los Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 5.2 como el


Tabla 52- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-Inf

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- API=19,8 17<API<34 23<API<41 34<API<41 -

4614 26 5 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 1


YACIMIENTOS

MIEMBRO

B-INFERIOR

El post-análisis agrupa 26 yacimientos (56 % del total) en el rango de 30 a 40 % y



Arena B-Eoceno (Misoa)

B-EOC agrupa arenas correspondientes al miembro B, en el cual la arena

productiva no ha sido plenamente clasificada. El Libro de Reservas registra 17

176

yacimientos en estas arenas, los cuales totalizan un POES de 2.060.533 MBLS y

Reservas Recuperables primarias de 356.097 MBLS. Más de la mitad de los

yacimientos contienen crudo liviano, 11 yacimientos poseen crudo pesado y 9 poseen

crudo mediano. La tabla 52 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos

de la Estadística 21.

Tabla 52..- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arenas B- Eoc

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

MIEMBRO

B-EOC


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 5 4 3 4 1 0 0 17

5 yacimientos se ubican en el rango de 0 a 10 % y solo 4 en el rango de 20 a 30

%. Sin embargo, a un yacimiento se le estima Fr entre 40 y 50 %.

Al revisar los Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 53 como


Tabla 53.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B- Eoc

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- 10<API<11 21<API<30 23<API<36 - -

MIEMBRO

B-EOC


YACIMIENTOS

NUMERO DE


El post-análisis agrupa 8 yacimientos (47 % del total) en el rango de 20 a 30 % y 5

en el rango de 30 a 40 %. Estos resultados están en mayor concordancia con la


Arenas C-Superior (Misoa)

C-SUP agrupa arenas correspondientes al miembro C, en el cual la arena

productiva no ha sido plenamente clasificada. El Libro de Reservas registra 17

177

yacimientos en este grupo, los cuales totalizan un POES de 4.265.058 MBLS y

Reservas Recuperables primarias de 749.417 MBLS. La mitad de los yacimientos

contienen crudo liviano, 4 yacimientos poseen crudo mediano y solo uno posee crudo

pesado.

La tabla 54 muestra el Pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la

Estadística 23.

Tabla 54.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arenas C-Sup

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

MIEMBRO

C-SUPERIOR


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 2 3 4 1 0 0 0 10

2 yacimientos se ubican en el rango de 0 a 10 % y solo 4 en el rango de 20 a 30%.

Sin embargo, a un yacimiento se le estima Fr entre 30 y 40 %.



Tabla 55.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arenas C-Sup

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 18<API<29 30<API<38 - -

MIEMBRO

C-SUPERIOR


YACIMIENTOS

NUMERO DE





Miembro C-1 (Misoa)

El Libro de Reservas registra 14 yacimientos productores de la arena C-1, los


178

749.417 MBLS. La mitad de los yacimientos contienen crudo liviano, 4 yacimientos

poseen crudo mediano y solo uno posee crudo pesado.


Estadística 24.

Tabla 56.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arenas C-1

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

MIEMBRO

C--1


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 3 1 1 7 2 0 0 14

A pesar de la predominancia del crudo liviano, 3 yacimientos se ubican en el

rango de 0 a 10 % y solo 1 en el rango de 20 a 30 %. Sin embargo, a 7 yacimientos se

le estima Fr entre 30 y 40 %.


resultado de la Estadística 24

Tabla 57.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Miembro C-1

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 17<API<26 25<API<38 API=36 API=57

MIEMBRO

C--1


YACIMIENTOS

NUMERO DE




gravedad del crudo liviano predominante. En el pre y post análisis, el número de

yacimientos en el rango de 30 a 40 %, coinciden

Cabe destacar que la mitad de los yacimientos poseen empuje hidráulico o capa

de gas inicial, lo cual les confiere un mayor recobro.

179

Miembro C-2 (Misoa)



1.026.543 MBLS. La mitad de los yacimientos contienen crudo mediano, 27 yacimientos

poseen crudo liviano, uno de condensado y solo 2 poseen crudo pesado. La tabla 58

muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la Estadística 25.

Tabla 58.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis – Miembro C-2

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

MIEMBRO

C--2


YACIMIENTOS

NUMERO DE

YACIMIENTOS 5 16 19 15 5 1 0 61

A pesar de la predominancia del crudo liviano, 5 yacimientos se ubican en el

rango de 0 a 10 % y solo 15 en el rango de 30 a 40 %. Sin embargo, a 5 yacimientos se

le estima Fr entre 40 y 50 %. Al revisar los Fr, se obtienen los resultados mostrados en

la tabla 59 como resultado de la Estadística 25


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 50<API<53

MIEMBRO

C--2


YACIMIENTOS

NUMERO DE


El post-análisis agrupa 30 yacimientos (49 % del total) en el rango de 30 a 40 % .

El rango de 20 a 30 % se mantiene igual. Estos resultados están en mayor

concordancia con la gravedad del crudo liviano predominante. El número de

yacimientos en el rango de 40 a 50 % se eleva a 10. Cabe destacar que 15 de los

yacimientos poseen empuje hidráulico o capa de gas inicial, lo cual les confiere un

mayor recobro.

180

Miembro C-3 (Misoa)



468.290 MBLS. 30 yacimientos contienen crudo liviano, 17 yacimientos poseen crudo

mediano y solo uno posee crudo pesado.


Estadística 26.

Tabla 60.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Miembro C-3

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

48

NUMERO DE

YACIMIENTOS 2 10 18 12 4 1 1

MIEMBRO

C--3


YACIMIENTOS

A pesar de la predominancia del crudo liviano, 2 yacimientos se ubican en el rango

de 0 a 10 % y solo 12 en el rango de 30 a 40 %. Sin embargo, a 4 yacimientos se le

estima Fr entre 40 y 50 %.

Al revisar los Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 61 siendo el


Tabla 61.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Miembro c-3

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 50<API<53


YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

C--3

El post-análisis agrupa 29 yacimientos (60 % del total) en el rango de 30 a 40 % .

El rango de 20 a 30 % incluye solo 12 yacimientos. Estos resultados están en mayor


yacimientos en el rango de 40 a 50 % se eleva a 7.

181

Cabe destacar que 21 yacimientos poseen como mecanismo de producción

predominante el empuje hidráulico, lo cual les confiere un mayor recobro.

Miembro C-4 (Misoa)



1.601.970 MBLS. 62 yacimientos contienen crudo liviano, 8 yacimientos poseen crudo

mediano y solo uno posee crudo pesado. Adicional, se registra un yacimiento de

condensado. La tabla 62 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de

la Estadística 27.

Tabla 62.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – miembro C-4

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

72

NUMERO DE

YACIMIENTOS 7 16 20 19 8 2 0

MIEMBRO

C--4


YACIMIENTOS




Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 63 generados por

la Estadística 27


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 50<API<53


YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

C--4

182

El post-análisis agrupa 52 yacimientos (72 % del total) en el rango de 30 a 40 %.



yacimientos en el rango de 40 a 50 % se eleva a 16. El yacimiento (C-4-X 88) de

condensado se ubica en el rango de 50 a 60 % de Fr.

Cabe destacar que 39 de los yacimientos poseen empuje hidráulico o capa de gas

inicial, lo cual les confiere un mayor recobro.

Miembro C-5 (Misoa)



742.663 MBLS. 56 yacimientos contienen crudo liviano, 9 yacimientos poseen crudo

mediano y solo uno posee crudo pesado

La tabla 64 muestra el pre-análisis de los factores de recobro siendo esta el


Tabla 64.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Miembro c-5

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

66

NUMERO DE

YACIMIENTOS 6 21 18 10 10 1 0

MIEMBRO

C--5


YACIMIENTOS




Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 65 generados por

la Estadística 28.

183


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 50<API<53


YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

C--5





Cabe destacar que 38 de los yacimientos poseen empuje hidráulico o capa de gas

inicial, lo cual les confiere un mayor recobro.

Miembro C-6 (Misoa)



1.368.238 MBLS. 50 yacimientos contienen crudo liviano, 17 yacimientos poseen crudo

mediano y uno posee condensado. La tabla 66 muestra el pre-análisis de los factores

de recobro generados por la Estadística 29


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

68

NUMERO DE

YACIMIENTOS 2 24 15 11 12 3 1

MIEMBRO

C--6


YACIMIENTOS



estima Fr entre 40 y 50 %. Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la

tabla 67 generados por la Estadística 29.

184

Tabla 67.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro C-6

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 -


YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

C--6





Cabe destacar que 43 de los yacimientos poseen empuje hidráulico, lo cual les

confiere un mayor recobro.

Miembro C-7 (Misoa)

El Libro de Reservas registra solo 34 yacimientos productores de la arena C-7, los


1.224.008 MBLS. 29 yacimientos contienen crudo liviano y 5 yacimientos poseen crudo

mediano. La tabla 68 muestra el pre-análisis de los factores de recobro generados por

la Estadística 30


0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

34

NUMERO DE


MIEMBRO

C--7


YACIMIENTOS




tabla 69 generados por la Estadística 30

185

Tabla 69.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro C-7

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 50<API<53


YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

C--7




yacimientos en el rango de 40 a 50 % se disminuye a 11. Cabe destacar que 22 de los

yacimientos poseen empuje hidráulico, lo cual les confiere un mayor recobro.

Miembro C-INFERIOR (Misoa)

C-INF agrupa arenas correspondientes al miembro C, arenas C-5 a C-7, en el cual

la arena productiva no ha sido plenamente clasificada El Libro de Reservas registra solo

15 yacimientos productores del grupo C-INFERIOR, los cuales totalizan un POES de

3.825.763 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 1.092.944 MBLS. Todos los

yacimientos contienen crudo liviano.

La tabla 70 muestra el pre-análisis de los factores de recobro generados por la

Estadística 31.

Tabla 70.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Miembro C-inferior

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70

15

NUMERO DE


MIEMBRO

C-NFERIOR


YACIMIENTOS

A pesar de la predominancia del crudo liviano, un yacimiento se ubica en el rango

de 0 a 10 % y solo 3 en el rango de 30 a 40%. Sin embargo, a 2 yacimientos se le

186


tabla 71 generados por la Estadística 31.

Tabla 71.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – miembro C-Inferior

0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60

- - 20<API<31 21<API<38 27<API<45 50<API<53

151 6 8 0NUMERO DE

YACIMIENTOS0 0


YACIMIENTOS

MIEMBRO

C-INFERIOR

El post-análisis agrupa 8 yacimientos (53 % del total) en el rango de 40 a 50 %. El

rango de 20 a 30% incluye solo 1 yacimiento. Estos resultados están en mayor


yacimientos en el rango de 30 a 40 % se eleva a 6. Cabe destacar que 7 de los

yacimientos poseen empuje hidráulico, lo cual les confiere un mayor recobro.

Subestimación y Sobrestimación del Factor de Recobro

A objeto de ilustrar las desviaciones en la estimación del factor de recobro, se

seleccionaron x yacimientos, cuyos valores Fr oficiales y revisados se presentan en la

tabla Nº 72

Tabla 72.- Ejemplos de Sobreestimación y Subestimación del Factor de Recobro de unos de los 1.116 yacimientos sometidos al análisis estadístico.

Original Revisado DiferenciaGRAVEDAD

API

POROSIDAD

(%)

MECANISMO DE

PRODUCCIÓN

1 MISOA B-INFERIOR B-INF VLG3508 8,00 43,0 35,0 39,0 14,0 03

2 MISOA C-INFERIOR C-INF VLE0656 4,98 36,0 31,0 35,3 18,0 01

3 LA ROSA SANTA BARBARA STA BAR SVS0068 5,60 58,0 52,4 55,5 22,0 01

4 LA ROSA LA ROSA LROSA 117 50,00 18,0 -32,0 16,9 32,2 01

5 LA ROSA LA ROSA LROSA 09 44,90 18,0 -26,9 16,9 32,2 01

6 MISOA B-INFERIOR B-INF SVS0076 68,41 37,0 -31,4 29,5 25,0 01:03

FORMACIÓN MIEMBROEJEMPLO

NºYACIMIENTO

FACTOR DE RECOBRO (%) PROPIEDADES

Los ejemplos 1 al 3 constituyen una muestra de la subestimación del Fr en

muchos yacimientos. Obsérvese que las gravedades API oscilan entre 55 y 35º, y aun

187

así el Fr promedia un escaso 6 %, lo cual se interpreta como un total desatino. Los

ejemplos 4 al 6, representan sobrestimaciones. Crudos pesados y medianos, con

gravedades API entre 16 y 30 % presentan Fr entre 44 y 68 %. Solo en crudos livianos,

o medianos con empuje hidráulico y/o capa de gas, se pueden obtener estos altos

valores.

5.4. Resumen estadístico de los factores de recobro de los yacimientos analizados.

Al resumir las estadísticas, se observa que un impactante número de yacimientos

fueron reubicados en rangos de Fr diferentes. La tabla Nº 74 muestra estos resultados

obtenidos de las estadísticas 36 y 37.

60<Fr≤70

14

1%

50<Fr≤60

27

2%

40<Fr≤50

112

10%

0<Fr≤10

172

15%

30<Fr≤40

198

18%

10<Fr≤20

316

29%

20<Fr≤30

277

25%

Figura 37.- Distribución Estadística de los Factores de Recobro Oficiales de los yacimientos sometidos a estudio (Pre- Análisis).

188

20<Fr≤30

406

36%

30<Fr≤40

445

40%

40<Fr≤50

137

12%

10<Fr≤20

119

11%50<Fr≤60

9

1%

Figura 38.- Distribución Estadística de los Factores de Recobro Revisados de los yacimientos sometidos a estudio (Post- Análisis).

Tabla 73.- Resumen Estadístico de los Factores de Recobro de los Yacimientos Analizados.

PRE-ANÁLISIS POST-ANÁLISIS

0<Fr≤10 172 0 -172

10<Fr≤20 316 119 -197

20<Fr≤30 277 406 129

30<Fr≤40 198 445 247

40<Fr≤50 112 137 25

50<Fr≤60 27 9 -18

60<Fr≤70 14 0 -14

NUMERO DE YACIMIENTOSRANGO DIFERENCIA

Puede apreciarse en este resumen que los 172 yacimientos cuyo Fr se estima

oficialmente por debajo de 10 %, fueron todos reubicados a rangos superiores.

De 316 yacimientos en el rango de 10 a 20 % solo 119 permanecieron en él. Los

197 restantes fueron reubicados a rangos mayores. El numero de yacimientos cuyo Fr

189

se estima oficialmente entre 20 y 30 %, creció de 277 a 406, lo cual significa un

incremento importante en las reservas recuperables.

El número de yacimientos cuyo Fr se estima oficialmente entre 30 y 40 %, creció

de 198 a 445, lo cual significa también un incremento importante en las reservas

recuperables.

El número de yacimientos cuyo Fr se estima oficialmente entre 40 y 50 %, creció

de 112 a 137, lo cual significa un incremento importante en las reservas recuperables.

El número de yacimientos cuyo Fr se estima oficialmente entre 50 y 60 %, la

mayoría de ellos sobrestimados, disminuyó en número de 18.

Finalmente, los 14 yacimientos cuyo Fr fue estimado en valores mayores a 60%

fueron todos reubicados a rangos menores por considerarse sobrestimados.

190

CONCLUSIONES

Las reservas de Hidrocarburos comprenden dos grandes áreas del conocimiento:

El conocimiento técnico y el manejo administrativo.

El conocimiento técnico engloba el calculo de reservas en todas sus

metodologías y diferentes fase: Cálculos de POES, Calculo de las reservas

Recuperables, Estimación del Factor de Recobro Primario y secundario.

El manejo administrativo encuadra: L a clasificación oficial de reservas

establecida por el MPPEP, sometimiento de reservas y nomenclatura oficial para

la elaboración de Mapas Oficiales.

Los métodos ubicados en la literatura para el calculo de reservas de mayor

aplicación son: Método Volumétrico, Uso de las Curvas de Declinación,

Aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales Y le Método de Montecarlo.

La estimación del factor de recobro juega un factor preponderante en el calculo

de reservas, pues de el depende la cuantificación y certificación de las reservas

recuperables de Hidrocarburos.

Los parámetros determinantes en la estimación del factor de recobro primario

son: La gravedad API del crudo, el mecanismo de producción y el ambiente

sedimentario.

El factor de recobro secundario depende mayoritariamente de la eficiencia de

barrido areal y vertical.

El cálculo de reservas en yacimientos naturalmente fracturados requiere un

extremo cuidado y un elevado conocimiento de las características de la matriz de

la roca.

191

En este estudio se determinaron algunas incoherencias en el libro de reservas:

Valores nulos, valores sobre estimados y subestimados.

La revisión de los factores de recobro resulto estrictamente necesaria para la

obtención de estadísticas confiables y mejoras en el futuro.

La exclusión de los yacimientos naturalmente fracturados de la revisión de los

factores de recobros esta totalmente justificada puesto no existe información

disponible en el libro de reservas donde se considero insuficiente para

determinar el factor de recobro.

La inclusión de artículos como avances tecnológicos, proporcionan a al

investigación un valioso aporte para la discusión del conocimiento sobre cálculos

de reservas de Hidrocarburos.

192

RECOMENDACIONES

Utilizar la Investigación como guía para profundizar el conocimiento sobre

reservas de hidrocarburos.

Continuar la investigación, enfatizando en los cálculos de reservas en proyectos

de recuperación secundaria y mejorada. Ampliar la investigación en yacimientos

naturalmente fracturados.

Difundir el trabajo de tesis a cada una de las unidades de explotación a objeto de

que cada una verifique los factores de recobro recomendados. Una vez

validados, proceder a su sometimiento y su posterior oficialización con el

MPPEP.

Realizar nuevos trabajos de investigación en el cual se calcule el impacto de los

factores de recobro revisados en el cálculo de las reservas recuperables de

PDVSA-Occidente.

Promover y Profundizar el conocimiento sobre reservas.

193

BIBLIOGRAFÍA

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