7 YACIMIENTOS

7/14/2019 7 YACIMIENTOS

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CAPITULO 7 YACIMIENTOS, RECURSOS

Y RESERVAS



YACIMIENTO PETROLERO

• Un yacimiento petrolero es una roca conla porosidad necesaria y suficiente paraalmacenar hidrocarburos, concaracterísticas estructurales y/oestratigráficas para formar una trampa, con una capa sello que impida el escape

de dichos hidrocarburos y que suformación sea anterior a la migración delos mismos



CLASIFICACION DE YACIMIENTOS

• 1.- POR TIPO DE ROCA ALMACENADORA

• 2,- POR EL TIPO DE TRAMPA

• 3.- POR EL TIPO DE FLUIDOS ALMACENADOS

• 4.- POR LA PRESIÓN ORIGNAL DEL YACIMIENTO

• 5.- POR EL TIPO DE EMPUJE PREDOMINANTE



Por la presión original

• YACIMIENTOS BAJO SATURADOS. Lapresión inicial es mayor que la presión desaturación por lo que todo el gas se encuentradisuelto en el aceite.

• YACIMIENTOS BAJO SATURADOS. Lapresión inicial es igual o menor que la presiónde saturación

• Cuando la presión inical es menor que la desaturación (sobresaturado) se produce volumende gas libre, llegando a formar casquetes.



FLUIDOS CONTENIDOSa) Aceiteb)Gas

c) Agua



MECANISMOS DE EMPUJE

• Expansión de los fluidos y la roca Empuje hidráulico• Expansión del gas disuelto Segregación gravitacional• Expansión del Casquete de gas Empuje mixto



P1 > P2

EMPUJE POR EXPANSION DEL GAS

P1 P2

GAS

ACEITE



MECANISMO DE EMPUJE HIDRAULICO

POZOS PRODUCTORES

ACEITE

ROCA SELLO

ACUIFERO



FUERZAS IMPULSORAS

• Gradiente de presión

• Fuerza de gravedad

• Presión capilar



CAPILARIDAD Y

DIFERENCIAL DEPRESION



MODELO O CARACTERIZACION DE UNYACIMIENTO

CARACTERIZACION ESTATICA• MODELO GELOGICO REGIONAL• MODELO SEDIMENTOLOGICO• ANALISIS DE NUCLEOS

• EVALUACION PETROFISICACARACTERIZACION DINAMICA• PRUEBAS DE PRESIÓN• ANALISIS NODAL (PRESION / GASTO /

ESTRANGULADOR)• NUMERO OPTIMO DE POZOS• TRAYECTORIA DE LOS POZOS• PRUEBAS DE PRODUCCION



PLATAFORMADE

TUXPAN

100 kms

Eje Neovolcánico

VERACRUZ

P. DE LAS HAYAS-1

TRITON-1

BOGA-1

LANKAHUASA- 1

V. DE ALATORRE-1

POZA RICA

NAUTLA-1

Alto Santa Ana

P. SUAREZ-1

PAMPANO-1

PERCEBES-1A

MODELO GEOLOGICO REGIONAL



Modelo Regional



MODELO SEDIMENTARIO



Pozo Lankahuasa-1Localización Propuesta

Lankahuasa Centro

Localización Propuesta

Lankahuasa Norte

Zona productora

N E S WPozo Lankahuasa-1Localización Propuesta

Lankahuasa Centro

Localización Propuesta

Lankahuasa Norte

Zona productora

N E S W

INTERPRETACION SISMOLOGIA



LANKAHUASA no. 1

POROSIDAD vs. PERMEABILIDAD

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0Porosidad (%)

Núc1: horz Núc1: vert



Líneas tendencias marcan los valoresde tapones horizontales únicamente

P e r m e a b i l i d a d K l i n

k e n b e r g ( m d )

ANALISIS DE NUCLEOS EVALUACION PETROFISICA



Mis2-lan50cima

Mis2-lan95

Mis2-lan75

Mis2-lan85

Loc. Lankahuasa Centro-1

Horizontes probados en Lankahuasa-1

MODELO O CARACTERIZACION ESTATICA



DEFINICION ARENAS PRINCIPALES



CARACTERIZACION DINAMICA

• PERMITE DELIMITAR EL AREA DE DRENE DELPOZO Y EL VOLUMEN DE POROS, PARA DEFINIR LAUBICACIÓN DE NUEVAS LOCALIZACIONES

• DETERMINACION DE UN MODELO DE FLUJO PARA

PREDECIR EL COMPORTAMIENTO FUTURO DELYACIMIENTO• DETECTAR LA PRESENCIA DE FALLAS , SEAN

IMPERMEABLES, SEMIPERMEABLES OCONDUCTIVAS.

• PERMITE CALCULAR LAS RESERVAS POR POZOPARA DEFINIR FUTURAS REPARACIONESMAYORES



INFORMACION REQUERIDA• DATOS HISTORICOS DE

PRODUCCION (AGUA, ACEITE Y GAS)

• DATOS HISTORICOS DEPRESION DE FONDOESTATICA Y FLUYENTE

• PRUEBAS DE VARIACIONDE PRESION(INCREMENTO,DECREMENTO, GASTOVARIABLE)

• DATOS DE MOLINETEHIDRAULICO

• REGISTROS DETEMPERATURA• PRUEBAS DE

TRAZADORES

K= 14.3 md

S= 214.9AOF= 18 MMPCD

Pwe = 253 Kg/cm2



Análisis PVT

• Análisis de laboratorio que se hacen a lasmuestras de fluido extraídas del fondo del pozoso de un separador.

• Determinan parámetros tales como: factor deformación, relación gas-aceite, densidad delaceite, presión de saturación, tipo de fluidos,etc.

• Se usa para determinar el volumen dehidrocarburos a condiciones estándar y paraestablecer ritmos y métodos de extracción



0

50

100

150

200

250

300

350

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

*Declinación Inicial =24%, y Final =12% Después del 2do Año

Gas (MMPCD)

*Escenario Esperado con Factor de Riesgo= 35 %

Gp = 929 (MMMPC)Sin Riesgo

Gp = 617(MMMPC)

ConRiesgo

PRONOSTICO DE PRODUCCION

CAMPO LANKAHUASA ARENA PP1-PP3 (Reserva 2P)

INDICADORES ECONÓMICOS

Nº DE POZOS

VPN/VPNmax VPI/VPImax (VPN/VPI)/(VPN/VPI)max. % REC. RESERVA

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

2 4 6 8 10 12 14 16 18

NUMERO OPTIMO DE POZOS

T.P. = 4 ½”

Estrangulador = 7/8”

46 MMPCD

ANALISIS NODAL



METODOLOGIA

• SINCRONIZACION DE LOS DATOS DE PRESION YDE PRODUCCION

• ANALISIS DE PRUEBAS DE PRESION• OBTENCION DEL MODELO DE FLUJO A NIVEL DEL

POZO• APLICAR EL MODELO DE FLUJO A TODA LA

HISTORIA DE PRESIÓN- PRODUCCION ASOCIADO AUN AREA DE DRENE

• OBTENCION DEL MODELO DE CARACTERIZACIONDINAMICA• COMPARACION CON EL MODELO DE

CARACTERIZACION ESTATICA



INFORMACION QUE SE OBTIENE

• PERMEABILIDAD• AREA DE DRENE• ESPACIAMIENTO OPTIMO

ENTRE POZOS• VOLUMEN POROSO

• MODELOS DE FLUJO• FALLAS GEOLOGICAS• PRESENCIA DEL CASQUETE

DE GAS• EVALUACION DEL DAÑO

DURANTE LA VIDA

PRODUCTIVA DEL POZO• PRESION INICIAL DEL

YACIMIENTO

r r

Espaciamiento

entre pozos

r = radio de drene

VOLUMEN POROSO

CARACTERIZACION



CARACTERIZACION

DE YACIMIENTOS

GEOFISICA INTERPRETACION DE DATOS SISMICOS

IDENTIFICACION DE FALLAS GEOLOGICAS EXTENSION DEL YACIMIENTO GEOMETRIA DEL YACIMIENTO GEOLOGIA ROCAS GENERADORAS Y ALMACENADORAS AMBIENTES DE DEPOSITO PLANOS GEOLOGICOS

ESTUDIOS DE PALEONTOLOGIA ESTUDIOS GEOQUIMICOS INGENIERIA PETROLERA PERFORACION Y TERMINACION DEL POZO INGENIERIA DE YACIMIENTOS ANALISIS DE REGISTROS GEOFISICOS PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION SIMULACION NUMERICA

ANALISIS PVT ANALISIS PETROFISICOS ANALISIS CROMATOGRAFICOS

OBTENCION DEL MODELO

GEOLOGICO PRELIMINAR

PERFORACION DEL

POZO EXPLORATORIO

OBTENCION DE DATOS

DEL YACIMIENTO

REINTERPRETACION

SISMOLOGICA

INTEGRACION INFORMACION

DE LA PERFORACION

AJUSTE

MODELO

GEOLOGICO



RECURSOS Y RESERVAS

• Volumen Original de Hidrocarburos total.-Todo el volumen que forma un recursopotencialmente recuperable

• ReservasVolumen de hidrocarburos que se prevéserá recuperado comercialmente de losyacimientos conocidos a una fechadeterminada.



RECURSO

D

E

O

N

D

E

O

P

D

ON

RESERVAS

RECURSO A DESCUBRIR

N

R

E

N

R

E



RECURSO

D

E

O

N

D

E

O

P

D

ON

R

P

B

N

P

B

DESARROLLADAS

NO

DESARROLLADAS

PROBABLE

POSIBLE

RECURSO PROBABLE RECUPERABLE

RECURSO POSIBLE RECUPERABLE

RECURSO POTENCIAL RECUPERABLE

N

R

E

N

R

E



RESERVAS

• RESERVAS ORIGINALES• RESERVAS PROBADAS• RESERVAS PROBABLES• RESERVAS POSIBLES• P1 = RESERVAS PROBADAS• P2 = RESERVAS PROBADAS + POSIBLES• P3 = RESERVAS PROBADAS + PROBALES + POSIBLES

• Definiciones de:• SEC (Securitie & Exchanges Comision),

• SPE (Society Of Petroleum Engineers)• AAPG (Society Of Petroleum Geologists)• WPC (Word Petroleum Congress



RESERVAS PROBADAS

• RESERVAS QUE HAN SIDO VERIFICADASPOR MEDIO DE REGISTROS GEOFISICOS,NUCLEOS, MUESTRAS Y PRUEBAS DEPRODUCCIÓN.

• PROBADAS DESARROLLADAS(DISPONIBLES), LAS QUE SE HANEXPLOTADO O ESTÁN EXPLOTANDO CONPOZOS E INSTALACIONES EXISTENTES

• PROBADAS NO DESARROLLADAS (NODISPONIBLES), LAS QUE SE PODRÁNEXPLOTAR CON LOS POZOS EINSTALACIONES PROGRAMADOS



RESERVAS PROBABLES

• Reserva Probable.- Es la estimada entrampas definidas por métodos geológicosy geofísicos, localizados en áreas donde

se considera que existe más del 50% deprobabilidades de obtener técnica yeconómicamente producción de

hidrocarburos



RESERVA POSIBLE

• Es la inferida en áreas o provincias endonde la información geológica y geofísicadisponible indica la presencia de factores

Favorables para la generación,acumulación y explotación dehidrocarburos



Reservas técnicas

• Se les llama así a la suma de laproducción histórica acumulada mas

la proyección de producción en eltiempo (pronostico)



CALCULO DE RESERVAS

• METODO VOLUMETRICO

• ANALISIS DE CURVAS DEDECLINACION

• METODO DE BALANCE DE MATERIA

• MODELOS DE SIMULACIONMATEMATICA



R

R

R = radio de dreneH = espesor

POZO

INTERVALO ENEXPLOTACION

CALCULO TRADICIONALCONSERVADORDE RESERVAS

H

Volumen



D = Distancia (centenares de metros)

Pozo 1Pozo 2

Condiciones geológicas similares

CALCULO DE RESERVAS AGRESIVO (MAR DEL NORTE Y ALASKA)

E

INTERVALOS PROBADOS INTERVALOS POTENCIALES



Mis2-Lan 115PP-1 (2652-2664)

INTERVALOS PROBADOS INTERVALOS POTENCIALES



METODO VOLUMETRICO

RESERVA = VOLUMEN ORIGINAL xFACTOR DE RECUPERACION

R = N Fr



Volumen de roca porosidad Saturación de agua

Volumen de rocaSaturado de aceite

Factor de recuperación Expansión del gas

Encogimiento del aceite

Factores de volumen

Volumen original deHidrocarburos aCondiciones del yacimiento



VOLUMEN DE ROCA COMO RECIPIENTE

VOLUMEN DE LIQUIDO QUE CONTENDRIADICHO RECIPIENTE

VOLUMEN DE POROS

SATURACION DE AGUA

SATURACION DE ACEITE

SATURACION DE GAS

FACTOR DE RECUPERACION

FACTOR DE VOLUMEN

VOLUMEN ORIGINAL(RECURSO)

VOLUMEN EXTRAIBLE(RESERVAS)



Por el efecto de la disminución de la presión

al explotar un yacimiento el aceite libera gasy su volumen en la superficie es menor queen el yacimiento, a esto se llamaFactor de encogimiento (1.0 a 0.6)y a la relación entre ambos volúmenes se leconoce como

Factor de volumen del aceite (1.0 a 1.7)Bo = Vos / VoyEn el caso del gas, este se expande con lacaída de presión y de temperatura, y alvolumen de gas en el yacimiento queproduce un pie cúbico en la superficie se le

conoce comoFactor de volumen del gasBg = Vgs / Vgy

FACTOR DE VOLUMEN

VOLUMEN ENYACIMIENTO

ACEITEGAS

ACEITE

GASLIBERADO

GAS ENEXPANSION

VosVgs

Voy Vgy

VOLUMEN ENSUPERFICIE



METODO VOLUMETRICO PARA DETERMINAR ELVOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS



Área = 1 Acre

1 Acre = 43,560 pie2

Altura = 1 pie

Volumen total = 43,560 pie3

Volumen de gas = 43,560 scf

1 pie3 = 0.178 barriles

43,560 x 0.178

Volumen de aceite = 7,758 stbl

VOLUMEN UNITARIOVOLUMEN TOTAL

Área = a (Acres)

Altura = h (pies)

Volumen = a h

a

h

CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL



h

CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINALGAS o ACEITE INSITU (RECURSOS)

VOLUMEN UNITARIOAceite = 7,758 stblGas = 43,560 scf

VOLUMEN TOTALDE ROCA (A x h)

VOLUMEN TOTAL DE HIDROCARBUROS

X

=

POROSIDADX

A

SATURACION DE ACEITESATURACION DE GAS

X

N =7758 A h 0 So

BoiG =

43560 A h 0 Sg

Bgi

Gs = N Rsi



CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE RESERVASEN CONDICIONES ESTANDARD

ACEITE=

7,758 Ah x 0 x So x Fr

Bo

GAS =43,560 Ah x 0 x Sg x Fr

Bg

Parámetros: A = área total de la formación productora (plano estructural)E = espesor bruto de la formación productora (sección estructural)V = volumen bruto de la formación (A x E)0 = porosidad de la formación (registros y núcleos)

So = Saturación de aceiteSg = Saturación de gasR = Factor de RecuperaciónBo = Factor de volumen del aceiteBg = Factor de volumen del gas

S S SO S G OS



A

B

C

D

R

SUMA DE ESPESORES IMPREGNADOS



181

91 92

72 74

71

52 54

163 161 162

141

131

143 145

121

93

56

40 36 34

16 14-A

12

4 2

1

11

21 23 24

42

3

CONTACTO ORIGINAL

ACEITE-AGUA 3090 mss.

M P. NORTE-1

CONTACTO ORIGINAL

GAS-ACEITE 2850 mss.

= 2 - 5 %

= 5 - 12 %

125

B

O R I Z A B A

BLOQUE

CARCAMO

P.T.-3112

P.T.-3112

P.T.-2994

P.T.-3134 P.T.-3034

P.T.-3019 P.T.-3085

P. VELASCO

M E N D E Z

TERCIARIO

B

SECCION ESTRUCTURAL

PLANO ESTRUCTURAL

PLANO DE ISOHIDROCARBUROS

CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE



CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DEHIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO

POR EL METODO DE ISOHIDROCARBUROS

• (a) Para el cálculo de un solo intervalo• Ih = h 0 (1 – Sw)

• h = espesor neto del intervalo (m)

• 0 = porosidad (%)

• Sw = saturación de agua (%)

CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE



CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DEHIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO

POR EL METODO DE ISOHIDROCARBUROS

(B) Para el cálculo de varios intervalos

• Ih j = hk 0k (1 – Swk)

• Donde:• Ih j = Ih total,• k = intervalo,• n = número de intervalos

K = n

K = 1



1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

2

3

45

6

7

8

910

1

Ih AREAm3 /m2 cm2

15.0 2.614.0 7.7

13.0 13.512.0 21.011.0 30.110.0 39.5

9.0 50.98.0 62.77.0 74.86.0 89.05.0 105.0

4.0 125.730. 141.22.0 153.01.0 153.90.0 153.9

Plano de isohidrocarburos

EJEMPLO

16



50 100

14

12

150

16

10

86

4

2

Área del plano de isohidrocarburos (cm2)

I h ( m 3 d e

h c / m 2

Ag = 58.0 cm2

Escala de la gráfica: abscisas 1 cm = 10 cm2

ordenadas 1 cm = 2 m3 hcs/m2

Volumen original de hidrocarburos = Ag x (Ep/100)2 x (Egx) x (Egy)

Donde: Ag = área bajo la curvaEp = escala del plano de isohidrocarburosEgx = escala en el eje de las abscisas de la gráficaEgy = escala en el eje de las ordenadas de la gráfica



ejemplo

• Volumen original de hidrocarburos = Ag x(Ep/100)2 x (Egx) x (Egy)

• Ep = 20,000

• Ag = 58.0• Eg x= 10

• Egy = 2

• Vhc = 50.6 x (20,000/100)2 x 10 x 2• Vhc = 46.4 millones de m3 a condiciones de

yacimiento



CALCULO DEL FACTOR DE RECUPERACION(según Arps et al, 1967)

• PARA YACIMIENTOS DE ACEITE CON EMPUJE DE GAS DISUELTO

0 (1 – Sw)Boi

0.1611

KU0b

0.0979

Sw

0.3722pb

pab

0.1741

Fr = 41.815

0 (1 – Sw)Boi

0.0422

K UwiUoi

0.0770

Sw

-0.1903

pbpab

-0.2159

Fr = 54.898

PARA YACIMIENTOS DE ACEITE CON EMPUJE ACTIVO DE AGUA



Donde:

• Fr = factor de recuperación (%)• 0 = porosidad (%)

• Sw = saturación de agua (%)

• K = permeabilidad (darcy)

• Uoi = viscosidad inicial del aceite (cp)

• Uob = viscosidad del aceite a presión base (Cp)• Uwi = viscosidad inicial del agua del yacimiento (Cp)

• Pi = presión inicial del yacimiento (lb/pg2)

• Pb = presión de saturación del aceite (lb/pg2)

• Pab = presión de abandono del aceite (lb/pg2)

• Boi = Factor de volumen del aceite a pi (vol/vol)

• Bob = Factor de volumen del aceite a pb (vol/vol)



Fr = (%)0 = 0.225 (%)

Sw = 0.1852( %)K = 0.16898 (darcy)Uob = 0.7490 (Cp)Pb = 108.4 kg/cm2Pab = 15.0 kg/cm2Bob = 1.2345

Fr = 41.815 0.225 x (1 – 0.1852)1.2345

0.1611

0.168980.7490

0.37220.0979

108.415.0

Fr = 41.815 x 0.7355 x 0.8644 x 0.5338 x 1.411 Fr = 0.20073

Fr = 20 %

EJEMPLO DEL CALCULO DEL FACTOR DE RECUPERACION

CARACTERISTICAS QUE INFLUYEN EN EL FACTOR DE



VISCOSIDAD DEL ACEITE

PERMEABILIDAD DE LA FORMACION

MECANISMOS DE EMPUJE

VALORES (%) (a) PARA ACEITE (b) PARA GAS• GAS EN SOLUCION 5 a 30• CASQUETE DE GAS 20 a 40• ACUIFERO 35 a 75 60• FUERZA GRAVITACIONAL 50 a 70• GAS EN EXPANSIÓN 75 a 85

CARACTERISTICAS QUE INFLUYEN EN EL FACTOR DE

RECUPERACION Y VALORES PROMEDIO:



CALCULO DE LAS RESERVASEJEMPLO

• Considerando la expresión:• Reserva = N Fr

• En los ejemplos tuvimos:

• N = 46.4 x 106 y Fr = 0.20

• Reserva de aceite = 19.979 x 106 m3



BALANCE DE MATERIA

• Método para estimar el volumen de hidrocarburos en unyacimiento y las producciones futuras.

• Se basa en la ley de la conservación de la materia• Volumen original = volumen remanente + volumen

producido• Relación que existe entre la caída de presión del

yacimiento en la medida que se explota, con elel vaciamiento de los fluidos y la posible entrada

de agua y/o la expansión del gas del casquete• Considera que el volumen de poros permanece• constante, o que se modifica de una forma predecible



Simulación numérica

• Divide al yacimiento en celdas para definir su homogeneidad• Cada celda se asocia a propiedades petrofísicas, dinámicas y de

fluido• En cada celda se establece ecuación de balance de materia y flujo

de fluidos, fases aceite, gas y agua• Se ubican los pozos dentro del arreglo de las celdas y se asignan

gastos de producción• El conjunto de ecuaciones se resuelven por métodos de diferencias

finitas• Se calculan los nuevos valores de presión, distribución de

saturación y producción, en un proceso reiterativo hasta reproducir la historia de producción y de presión de los pozos

• Ya calibrado el modelo, se utiliza para predecir el comportamientofuturo, estimar reservas y oros parámetros como: RGA, ROW, Fr por área, contactos aceite-gas, aceite-agua, presiones, tc.



Análisis de curvas de declinación

• Método para calcular el pronóstico de producción,extrapolando la historia de producción, que muestre latendencia de declinación natural del yacimiento

• Se basa en la solución de una ecuación diferencial

donde interviene el gasto, el tiempo y un exponente dedeclinación• El exponente de declinación caracteriza la relación entre

la tasa de producción y la tasa de declinación.• El valor del exponente determina la clasificación de la

declinación: exponencial, hiperbólica o armónica.

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