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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]
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]
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
59 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-2). .................................................................................. 180
60 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-2). .................................................................................. 181
61 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-3). .................................................................................. 181
62 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-3). .................................................................................. 182
63 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-4). .................................................................................. 182
64 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-4). .................................................................................. 183
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
67 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-6). ................................................................................... 185
68 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Post- Análisis Arena C-6). ................................................................................... 185
69 Distribución de yacimientos por rango de Factor de Recobro (Pre- Análisis Arena C-7). ................................................................................... 186
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
13 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-2. .............................. 168
14 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-3. .............................. 169
15 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-4. .............................. 169
16 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-5. .............................. 170
Estadística Página
17 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-6. .............................. 172
18 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-7. .............................. 173 19 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-8. .............................. 174
20 Factores de Recobro Revisados, Arenas B-9. .............................. 175
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
25 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-2. .............................. 180
26 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-3. .............................. 181
27 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-4. .............................. 182
28 Factores de Recobro Revisados, Arenas C-5. .............................. 183
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
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
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
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
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LA LUNA
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RIO
NEGRO RIO
NEGRO
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PRIABONIENSE BARTONIENSE
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CHATIENS
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AQUITANIENS
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BURDIGALIENSE
HELVECIENSE TORTONIENSE
SARMANCIENS
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PONTIENS
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ASTIENS
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CUATERNARIO
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HAUTERIVIENS
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E BERRIACIENS
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135
Figura 222.- Columna Estratigrafica detallada Lago de Maracaibo
ASOCIACION MUCUCHACHI (?) / Fm. LA QUINTA
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Fm. RIO NEGRO
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MISOA
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Mbro.
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INFORMAL
Mbro.
ARENAS C
INFORMAL
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Fm. MARACA
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COGOLLO
Fm. MITO JUAN
Fm. LA LUNA
Fm. COLON Mbro.SOCUY
Fm. EL MILAGRO
Fm. ONIA
Fm. ISNOTU
Mbro.
BACHAQUERO
Fm. LA ROSA
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Mbro.
LAGUNA INF.
Mbro.
LAGUNA
Mbro.
Sta. BARBARA
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M
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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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
Se identificaron 52 yacimientos con Reservas Recuperables Primarias de
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
Se identificaron 104 yacimientos con Reservas Recuperables Primarias de
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 4 142 7 1 0
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
YACIMIENTOS 0 4 6 1 0 0 0
FORMACIÓN
PAUJÍ
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
0
NUMERO DE
YACIMIENTOS 1 7 4 0 0 0 12
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS 2 4 7 2 0 0 15
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %
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
YACIMIENTOS 0 2 5 2 2 2 1
FORMACIÓN
MIRADOR
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %
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
YACIMIENTOS 8 10 7 0 0 0 0
ARENA
B-1
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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)
El Libro de Reservas registra 29 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
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
YACIMIENTOS 12 15 2 0 0 0 0
ARENA
B-2
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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.
Tabla 36.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-2
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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)
El Libro de Reservas registra 28 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
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
La tabla 37 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
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
YACIMIENTOS 15 11 1 1 0 0 0
ARENA
B-3
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
Un total de 15 yacimientos presentan Fr menor a 10 % y 11 yacimientos Fr entre
10 y 20 %. Solo un yacimiento poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es
mayoritariamente mediano.
La tabla 38 muestra la nueva distribución con los Fr revisados y obtenidos de la
Estadística 14.
Tabla 38.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-3
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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)
El Libro de Reservas registra 19 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
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
YACIMIENTOS 5 10 2 2 0 0 0
MIEMBRO
B-4
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %
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
mayoritariamente mediano.
La tabla 40 muestra la nueva distribución con el Fr revisados obtenidos de la
Estadística 15.
Tabla 40.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-4
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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)
El Libro de Reservas registra 53 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
POES de 6.687.050 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 1.062.234 MBLS. El
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS 12 16 11 8 2 2 2 53
Un total de 12 yacimientos presentan Fr menor a 10 % y 16 yacimientos Fr entre
10 y 20 %. Solo 11 yacimientos poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es
mayoritariamente mediano.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 8 5330 14 0 1
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)
El Libro de Reservas registra 53 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
POES de 6.687.050 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 1.062.234 MBLS. El
crudo es mayoritariamente mediano. Solo 10 yacimientos corresponden a crudo pesado
y 10 poseen crudo liviano.
171
La tabla 43 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
Estadística 17.
Tabla 43.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arena B-6
0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70
MIEMBRO
B-5
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS 12 16 11 8 2 2 2 53
Un total de 12 yacimientos presentan Fr menor a 10 % y 16 yacimientos Fr entre
10 y 20 %. Solo 11 yacimientos poseen Fr entre 20 y 30 %, aun cuando el crudo es
mayoritariamente mediano.
La tabla 44 muestra la nueva distribución con el Fr revisados y obtenidos de la
Estadística 17.
Tabla 44.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-6
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 8 5330 14 0 1
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)
El Libro de Reservas registra 26 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
POES de 5.405.516 MBLS y Reservas Recuperables primarias de 1.122.323 MBLS. El
172
crudo es mayoritariamente mediano. Solo 3 yacimientos corresponden a crudo pesado
y 2 poseen crudo liviano.
La tabla 45 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
Estadística 18.
Tabla 45.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arena B-7
0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70
26
NUMERO DE
YACIMIENTOS 6 8 6 3 1 2 0
MIEMBRO
B-7
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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)
El Libro de Reservas registra 15 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
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.
La tabla 47 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
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
YACIMIENTOS 1 4 3 1 5 1 0
MIEMBRO
B-8
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
MIEMBRO
B-8
El post-análisis agrupa 11 yacimientos (73 % del total) en el rango de 30 a 40 % y
4 en el rango de 20 a 30 %. Estos resultados están en mayor concordancia con la
gravedad del crudo liviano predominante.
Arena B-9 (Misoa)
El Libro de Reservas registra 12 yacimientos en esta arena, los cuales totalizan un
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.
La tabla 49 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
Estadística 20.
Tabla 49.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis.– Arena B-9
0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70
12
NUMERO DE
YACIMIENTOS 2 6 1 1 1 1 0
MIEMBRO
B-9
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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.
Tabla 50.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Arena B-9
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
YACIMIENTOS 2 5 13 19 6 0 1
MIEMBRO
B-INFERIOR
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
resultado de la Estadística 21.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
MIEMBRO
B-INFERIOR
El post-análisis agrupa 26 yacimientos (56 % del total) en el rango de 30 a 40 % y
14 en el rango de 20 a 30 %. Estos resultados están en mayor concordancia con la
gravedad del crudo liviano predominante.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
resultado de la Estadística 22.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 4 178 5 0 0
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
gravedad del crudo liviano predominante.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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 %.
Al revisar los Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 55 como
resultado de la Estadística 23.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0 105 5 0 0
El post-análisis agrupa 5 yacimientos (50 % 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
gravedad del crudo liviano predominante.
Miembro C-1 (Misoa)
El Libro de Reservas registra 14 yacimientos productores de la arena C-1, los
cuales totalizan un POES de 4.265.058 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
178
749.417 MBLS. La mitad de los yacimientos contienen crudo liviano, 4 yacimientos
poseen crudo mediano y solo uno posee crudo pesado.
La tabla 56 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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 %.
Al revisar los Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 57 como
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0 144 7 1 2
El post-análisis agrupa 7 yacimientos (50 % del total) en el rango de 30 a 40 % y 4
en el rango de 20 a 30 %. Estos resultados están en mayor concordancia con la
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)
El Libro de Reservas registra 61 yacimientos productores de la arena C-2, los
cuales totalizan un POES de 3.847.310 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
Tabla 59.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Miembro C-2
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0 6119 30 10 2
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)
El Libro de Reservas registra 48 yacimientos productores de la arena C-3, los
cuales totalizan un POES de 1.700.509 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
468.290 MBLS. 30 yacimientos contienen crudo liviano, 17 yacimientos poseen crudo
mediano y solo uno posee crudo pesado.
La tabla 60 muestra el pre-análisis de los factores de recobro obtenidos de la
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
resultado de la Estadística 26.
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
4812 29 7 0NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
concordancia con la gravedad del crudo liviano predominante. El número de
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)
El Libro de Reservas registra 72 yacimientos productores de la arena C-4, los
cuales totalizan un POES de 6.163.032 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
A pesar de la predominancia del crudo liviano, 7 yacimientos se ubican en el rango
de 0 a 10 % y solo 19 en el rango de 30 a 40 %. Sin embargo, a 8 yacimientos se le
estima Fr entre 40 y 50 %.
Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 63 generados por
la Estadística 27
Tabla 63.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Miembro C-4
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
723 52 16 1NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
MIEMBRO
C--4
182
El post-análisis agrupa 52 yacimientos (72 % del total) en el rango de 30 a 40 %.
El rango de 20 a 30 % incluye solo 3 yacimientos. 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 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)
El Libro de Reservas registra 66 yacimientos productores de la arena C-5, los
cuales totalizan un POES de 3.136.709 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
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
resultado de la Estadística 28.
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
A pesar de la predominancia del crudo liviano, 6 yacimientos se ubican en el rango
de 0 a 10 % y solo 10 en el rango de 30 a 40 %. Sin embargo, a 10 yacimientos se le
estima Fr entre 40 y 50 %.
Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la tabla 65 generados por
la Estadística 28.
183
Tabla 65.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Post-análisis – Miembro C-5
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
665 36 25 0NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
MIEMBRO
C--5
El post-análisis agrupa 36 yacimientos (56 % del total) en el rango de 30 a 40 %.
El rango de 20 a 30 % incluye solo 5 yacimientos. 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 25.
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)
El Libro de Reservas registra 68 yacimientos productores de la arena C-6, los
cuales totalizan un POES de 4.840.706 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
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
Tabla 66.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Miembro C-6
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
A pesar de la predominancia del crudo liviano, 2 yacimientos se ubican en el rango
de 0 a 10 % y solo 11 en el rango de 30 a 40 %. Sin embargo, a 12 yacimientos se le
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 -
684 38 26 0NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
MIEMBRO
C--6
El post-análisis agrupa 38 yacimientos (56 % del total) en el rango de 30 a 40 %.
El rango de 20 a 30 % incluye solo 4 yacimientos. 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 26.
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
cuales totalizan un POES de 3.001.703 MBLS y Reservas Recuperables primarias de
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
Tabla 68.- Distribución de Yacimientos por Rango de Factor de Recobro. Pre-análisis. – Miembro C-7
0<FR≤10 10<FR≤20 20<FR≤30 30<FR≤40 40<FR≤50 50<FR≤60 60<FR≤70
34
NUMERO DE
YACIMIENTOS 2 7 4 11 9 1 0
MIEMBRO
C--7
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
A pesar de la predominancia del crudo liviano, 2 yacimientos se ubican en el rango
de 0 a 10 % y solo 11 en el rango de 30 a 40 %. Sin embargo, a 12 yacimientos se le
estima Fr entre 40 y 50 %. Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la
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
342 21 11 0NUMERO DE
YACIMIENTOS0 0
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
YACIMIENTOS
MIEMBRO
C--7
El post-análisis agrupa 21 yacimientos (62 % del total) en el rango de 30 a 40 %.
El rango de 20 a 30 % incluye solo 2 yacimientos. 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 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
YACIMIENTOS 1 1 8 3 2 0 0
MIEMBRO
C-NFERIOR
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
estima Fr entre 40 y 50 %. Al revisar el Fr, se obtienen los resultados mostrados en la
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
FACTORES DE RECOBRO (FR) AGRUPADOS EN RANGOS DE 10 %TOTAL
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
concordancia con la gravedad del crudo liviano predominante. El número de
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
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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.
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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.
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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.
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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.
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