6.0 ESTIMACIÓN VOLUMETRICO

Palabras clave: métodos deterministas, STOIIP, GIIP, las reservas, la recuperación final, arenas petrolíferas netas, área de profundidad y métodos Área de espesor, volumen de roca bruta, curvas de expectativas, probabilidad de curvas de excedencia, la incertidumbre, la probabilidad de éxito, los requisitos de presentación de informes anuales, Monte -Carlo simulación, método paramétrico

Introducción y Comercial de la aplicación: la estimación volumétrica se refiere a cuantificar la cantidad de petróleo y gas existe una acumulación. La estimación variará

durante todo el curso de la vida de campo a medida que más información esté disponible y que la tecnología para la recopilación e interpretación de los datos mejora. Por lo tanto, una estimación volumétrica es una estimación actual, y se debe esperar que cambiar con el tiempo. Se utilizan dos métodos principales de volumetría de estimación; determinístico y probabilístico. Métodos deterministas promedio de los datos recogidos en los puntos en el depósito, de registros de pozos, núcleos, sísmicos, para estimar las propiedades de campo amplio. Métodos probabilísticos utilizan herramientas de predicción, estadísticas, datos de campo analógico y la entrada con respecto al modelo geológico para predecir tendencias en las propiedades del yacimiento lejos de los puntos de muestreo. Esta sección se centrará en los métodos deterministas y las técnicas utilizadas para expresar la incertidumbre en estas estimaciones volumétricas.

Los volumetría de un campo, junto con los factores de recuperación previstos, controlan las reservas en el campo; aquellos hidrocarburos que se producirán en el futuro. El valor de una compañía de petróleo o gas se encuentra predominantemente en sus reservas de hidrocarburos que son utilizados por los accionistas e inversores como una indicación de la fuerza de la empresa, tanto en el presente como en el futuro. Una estimación fiable de las reservas de una empresa es importante el valor actual, así como las perspectivas a largo plazo de una compañía de petróleo o gas.

6.1 Métodos deterministas

Se requieren estimaciones volumétricas en todas las etapas del ciclo de vida de campo. En muchos casos, una primera estimación de "lo grande" podría se solicita una acumulación. Si sólo se necesita una "parte posterior del sobre" Agregar o si los datos disponibles es muy escasa una mirada rápida estimación se puede hacer uso de las medias de ancho de campo.

Las fórmulas para el cálculo de volúmenes de petróleo o gas son:

Recuperación final = HCIIP * Factor de Recuperación [STB] o [SCF]

Reservas = UR - Producción Acumulada [STB] o [SCF]

"STOIIP" es un término que normaliza los volúmenes de petróleo que figuran bajo alta presión y temperatura en el subsuelo a la superficie las condiciones (por ejemplo, 1 bar, 15 ° C En los primeros días de la industria de este volumen de superficie se conoce como "aceite de tanque de almacenamiento 'y desde medido antes de cualquier producción ha tenido lugar era el volumen "inicialmente en su lugar '.

"GllP 'es la expresión equivalente para el gas inicialmente en su lugar.

Recuperación final (UR) y las reservas están vinculados a los volúmenes inicialmente en su lugar por el factor de recuperación, o fracción del volumen en el lugar que se producirá. Antes de que comience la producción de las reservas y la recuperación final son los mismos.

"GRV 'es el volumen de roca bruto del intervalo que contiene hidrocarburos y es el producto de la zona (A) que contienen hidrocarburos y el espesor intervalo (H), por lo tanto:

GRV = A x H [pies 3] o [acre.ft] o [m 3]

El área se puede medir a partir de un mapa. Figura 6.1 aclara algunas definiciones utilizadas en la estimación de las reservas.

H = espesor del intervalo total de ("espesor bruto"), independientemente de la litología.

Arena neta = la altura de la columna litológica con la calidad del yacimiento, es decir, la columna que puede almacenar potencialmente hidrocarburos.

Arena Neta de Petróleo = la longitud de la columna neta arena que está cojinete de aceite.

Los otros parámetros utilizados en el cálculo de STOIIP y GIIP se han discutido en la Sección 5.4 (Interpretación de Datos). Los factores de volumen formación (B o BG) y se introdujeron en la Sección 5.2 (Fluidos del yacimiento). Por tanto, podemos continuar con el método determinista "rápido y fácil" que se utiliza con mayor frecuencia para obtener una estimación volumétrica. Se puede hacer en papel o mediante el uso de software disponible. Esta última sólo es fiable si el software está limitado por el modelo de yacimiento geológico.

6.1.1 El área - método de profundidad

A partir de un mapa embalse superior (Fig. 6.2) se mide el área dentro de un intervalo de profundidad seleccionada. Esto se hace usando un planímetro, un dispositivo de accionamiento manual que mide áreas.

El lápiz del planímetro es guiado alrededor de la profundidad a medir y el área respectiva contenida dentro de este contorno puede entonces leerse. El área ahora se traza para cada profundidad, como se muestra en la Figura 6.2 y entró a la zona de - gráfico profundidad. Puesto que la estructura es básicamente cortada en rebanadas de aumento de la profundidad del área medido para cada profundidad también aumentará.

Conexión de los puntos medidos se traducirá en una curva que describe la zona - relación de profundidad de la parte superior del depósito. Si conocemos el espesor bruto (H) a partir de los registros de que podamos establecer una segunda curva que representa la zona - parcela la profundidad de la base del depósito. El área entre las dos líneas será igual al volumen de roca entre los dos marcadores. El área por encima de la OWC es el GRV petrolífera. Los demás parámetros para calcular STOIIP pueden tomarse como promedios de nuestro evaluación petrofísica (ver sección 5.4.). Tenga en cuenta que este método supone que el espesor del depósito es constante a través de todo el campo. Si esto no es una aproximación razonable, entonces el método no es aplicable, y una alternativa tales como el área - método espesor debe ser utilizado (véase más adelante).

Este procedimiento puede llevarse a cabo fácilmente para un conjunto de depósitos o bloques de depósito separadas. Es especialmente práctico si se para ser evaluados reservorios apilados con contactos comunes. En los casos en que los parámetros varían a través del campo que podríamos dividir el área en bloques sub de valores iguales que medimos y calcular por separado.

6.1.2 El área - método de espesor

En algunos ambientes de depósito, por ejemplo, canales fluviales, se encontraron marcadas diferencias en el espesor del depósito. Por lo tanto la hipótesis de un espesor constante, o una tendencia lineal en el grosor a través del campo ya no se aplicará. En estos casos se requiere un conjunto de mapas adicionales. Por lo general, una arena neta de petróleo (NOS) mapa será preparado por el geólogo de producción y luego se usa para evaluar el volumen de hidrocarburos en su lugar.

En el siguiente ejemplo, así 1 ha encontrado un intervalo de cojinete de aceite en una estructura (1). Un OWC se establece a partir de los registros y se ha extrapolado a través de la estructura de asumir el desarrollo de arena continua. Sin embargo, el núcleo (en realidad a partir de núcleos de un número de pozos) y sísmica 3D han identificado un ambiente de depósito canal. El canal ha sido asignada a partir de datos de campo específicos y datos posiblemente analógicas de campos similares que resultan en un mapa de arena neta (2). En este caso el volumen de hidrocarburos está limitada por la característica estructural del campo y la distribución de la roca del yacimiento es decir, la geometría del canal.

Por lo tanto tenemos que combinar los dos mapas para llegar a un mapa de arena neto de petróleo (3). La "forma extraña" es el resultado de esa combinación y, de hecho es fácil de visualizar: en el fallo, el espesor de arena petrolífera disminuirá rápidamente a cero. Lo mismo es el caso en el OWC. Si el mapa de arena neta indica 0 m habrá 0 m de arena neta de petróleo. ¿Dónde se desarrolla mejor el canal mostrando espesor máximo que encontraremos el máximo espesor de arena neta de petróleo, pero sólo hasta que las cortes de los canales a través de la culpa o la OWC.

Ahora podemos planímetro el espesor de los diferentes contornos de NOS, parcela espesor frente zona y luego integrar tanto con el planímetro. El valor resultante es el volumen de arena neta de aceite (4) y no el GRV!

Está claro que si el área - método de profundidad se había aplicado al ejemplo anterior, habría llevado a una bruto sobreestimación de STOIIP. También hubiera sido imposible para apuntar la mejor zona del embalse desarrollada con el siguiente desarrollo también.

Cabe señalar que nuestro ejemplo utiliza un modelo de yacimiento muy simple para mostrar el principio. Mapeo NOS suele ser una empresa bastante compleja.

Como se verá en la siguiente sección, los métodos discutidos hasta el momento no se tienen en cuenta las incertidumbres y variaciones laterales en los parámetros del yacimiento. Por lo tanto la exactitud de los resultados no es adecuada para la toma de decisiones. La siguiente sección presenta un enfoque más amplio para la estimación volumétrica.