Fundamentos de Yacimientos 2
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2 UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO INGENIERÍA PETROLERA NOMBRE DEL PROYECTO ESTUDIOS INTEGRALES DE YACIMIENTOS VÍCTOR MANUEL MAGAÑA SÁNCHEZ MATRÍCULA: 0901193
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2
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
INGENIERÍA PETROLERA
NOMBRE DEL PROYECTO
ESTUDIOS INTEGRALES DE YACIMIENTOS
VÍCTOR MANUEL MAGAÑA SÁNCHEZMATRÍCULA: 0901193
PARAÍSO, TABASCO A 11 DE JUNIO DE 2012
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Ingeniería Petrolera
NOMBRE DEL PROYECTO
ESTUDIOS INTEGRALES DE YACIMIENTOS
MAGAÑA SÁNCHEZ VÍCTOR MANUEL.Matrícula: 0901193
FMC TECHNOLOGIES
Ing. Gerardo Sepulveda Tutor de Estadía
Ing. Adrian Sánchez UrgellAsesor Técnico
Profesor Especializado de Estadía
PARAÍSO, TABASCO A 11 DE JUNIO DE 2012
II
AGRADECIMIENTOS
Primero que nada el agradecimiento infinito a Dios por haberme dado la
sabiduría y el entendimiento para poder llegar al final de mi carrera, por
proveerme de lo necesario y por todo lo que me ha dado.
A mis Padres Oneyda Sánchez López y José Magaña Palacios por el
gran apoyo que siempre me dieron, los sacrificios que hicieron a lo largo de mi
carrera, así como su compresión, correcciones y paciencia que me tuvieron
siempre en momentos difíciles, son gran parte de mi inspiración, siempre los
llevo en mi corazón. Los quiero.
A mis hermanos José y Samuel los quiero mucho y éxito para ustedes.
A mis compañeros de Universidad con los que compartí este tiempo y este
sueño, por su apoyo, la verdad grandes personas , les deseo lo mejor.
También agradecer a los Ingenieros Inocente Sánchez Córdova y Mario Ramón
de FMC Technologies por la oportunidad de realizar mi estadía y sus
enseñanzas en el tiempo que compartí con ellos, y con otras mucho más
personas, de verdad muchas gracias.
A mi asesor técnico el Ingeniero Petrolero Adrian Sánchez Urgell por su gran
apoyo tanto como de conocimientos como de tiempo, indudablemente una gran
persona.
III
IV
RESUMEN
Víctor Manuel Magaña Sánchez.Universidad Politécnica del Golfo de México,Ingenieria Petrolera Generación 2008 - 2011
PALABRAS CLAVES:
Estudios , Yacimientos,
Integrales
Este informe titulado “Estudios
Integrales de Yacimientos” es un
trabajo que abarca temas teóricos y
prácticos. Sobre la metolodologia de
un estudio integral de un yacimiento.
Como objetivo es la aplicación de
información necesaria en el estudio
de cualquier campo. En busca de
encontrar parámetros para conocer,
evaluar y conocer mejor a un
yacimiento.
En el entendimiento de los
yacimientos es necesario tener un
conocimiento más amplio
basándose en tener al alcance la
información Geológica, Petrofísica,
estructural, estratigráfica y poderla
ejercer de manera más integral para
una mejor comprensión y cuidado
de los yacimientos.
Los resultados que se pueden
obtener son el mejor manejo de la
producción y su cuidado de tiempo
de declinación, así como su
explotación adecuada y de menor
costo posible.
IV
V
SUMMARY
Víctor Manuel Magaña Sánchez.Universidad Politécnica del Golfo de México,Ingeniería Petrolera Generación 2008 - 2011
KEYWORDS:
This report entitled "Integrated
Reservoir Studies" is a work that
covers theoretical and practical
issues. Metolodology on a
comprehensive of a reservoir
studies.
Objective is the application of
information needed in the study of
any field. Looking to find parameters
to learn, assess and get to know a
reservoir.
In the understanding of the deposits
is necessary to have a wider
knowledge basing on having the
information available to Geological,
petrophysical, structural,
stratigraphic and it can be exercised
in a more integral to a better
understanding and care of the
deposits.
The results can be obtained are the
best management and care of
production time of decline, as well as
its proper exploitation and lowest
possible cost.
VI
VII
VIII
INDICE
AGRADECIMIENTOS.........................................................................................III
INTRODUCCIÓN.................................................................................................2
ANTECEDENTES................................................................................................3
MISIÓN..................................................................................................................................... 3
VISIÓN...................................................................................................................................... 3
OBJETIVO Y/O GIRO DE LA EMPRESA.................................................................................3
ANTECEDENTES DE LA EMPRESA.......................................................................................3
OBJETIVOS.........................................................................................................4
OBJETIVO GENERAL..............................................................................................................4
OBJETIVOS SECUNDARIOS...................................................................................................4
JUSTIFICACIÓN....................................................................................................................... 4
CA
CAPITULO II VOLUMEN ORIGINAL Y CALCULO DE RESERVAS DE PETROLEO.........................................................................................................5
2.1
RESULTADOS OBTENIDOS............................................................................56
ASDAFUENTES DE CONSULTA.....................................................................58
ANEXOS............................................................................................................59
ANEXO A: DIAGRAMA DE UN SISTEMA EMBEBIDO...........................................................60
1
INTRODUCCIÓN
La ingeniería de yacimiento ha avanzado mucho en los ultimos años, y
su aplicación sigue siendo considerada como un arte. Es por eso que el
ingeniero de yacimientos sigue siendo pieza clave de cualquier estuido de
yacimientos.
Los principales objetivos de un estudio de yacimientos es:
Estimación de la cantidad de hidrocarburo.
Pronostico del comportamiento del yacimiento.
Análisis de alternativas para incrementar la recuperación de
Petróleo.
La importancia de cualquier modelo utilizado radica en la factibilidad de
expresar el sistema físico que se desea simular con las ecuaciones
matemáticas apropiadas, conocer las suposiciones y limitaciones que están
implícitas y además interpretar en forma adecuada los resultados.
Algunas suposiciones hechas son necesarias en la práctica para resolver las
complejas ecuaciones resultantes de la descripción del yacimiento en forma
rápida.
No importa cual excelente y sofisticado sea el modelo a utilizarse, los resultados
que se pueden obtener de él, no excederán la capacidad interpretativa del
ingeniero de yacimientos.
2
ANTECEDENTES
MISIÓN
“Lograr una mayor integración de la información para producir hidrocarburos de
la manera más eficiente para obtener una mayor rentabilidad, cuidando su
presión natural garantizando su mejor extracción”
VISIÓN
Innovar y mantenerse como una compañía líder de tecnologías en la industria
petrolera, reduciendo sus costos y tiempos. Logrando la mayor satisfacción de
nuestros clientes.
OBJETIVO Y/O GIRO DE LA EMPRESA
ANTECEDENTES DE LA EMPRESA
FMC Technologies es un empresa fundada en 1880 en California, USA
que cuenta con la tecnologia mas sofisticada del mundo de equipos para el
servicio de yacimientos de petroleo. FMC y sus compañias predecesoras tienen
una larga historia de innovacíon técnica. En la segunda guerra mundial entro
en el negocio de anfibios y tanques para el ejercito. En el auge de la posguerra
se impulsó la adquisicíon de productos químicos y equipos Petroleros.
3
OBJETIVOS
Es el conocimiento de los métodos y herramientas , asi como de las
metodologías de análisis de pruebas de presión de forma independiente
buscando conocer mejor el yacimiento
OBJETIVOS SECUNDARIOS
Aplicar los conocimientos técnicos y prácticos para el diseño de cursos
de capacitación.
JUSTIFICACIÓN
Cuando se descubre un área de acumulaciones de petróleo, es
necesario conocer el volumen que se dispone, las posibles reservas a producir
y las probables tasas de producción. De ahí la necesidad de tener información
con la cual poder basar estudios más integrales de yacimientos. Y la necesidad
de que el ingeniero de yacimientos tenga una perspectiva mas integral de la
información geológica, petrofísica, geomecanica para el mejor y adecuado
estudio integral de yacimiento.
4
CAPITULO I CONCEPTOS BÁSICOS DE YACIMIENTOS
Para comprender mejor el comportamiento de los yacimientos es
necesario analizar algunos conceptos que se consideran básicos. Los
principales son: la porosidad, la permeabilidad, las saturaciones de fluidos y la
mojabilidad.
Vamos a revisar algunos de ellos
1.1 Porosidad
La porosidad representa la medida del espacio disponible en la rocapara el
almacenamiento de los hidrocarburos. Porosidad se define como la parte del
espacio vacío que se encuentran la roca. Puede expresarse como una fracción
o como un porcentaje.
Clasificación.
La porosidad puede clasificarse de acuerdo a su origen en:
Original o Primaria. Es aquella desarrollada durante la deposición de la roca.
Los poros formados de esta manera son intersticios de granos individuales de
sedimento. Las rocas sedimentarias que presentan este tipo de porosidad son
las areniscas (detríticas o clásticas) y las calizas oolíticas (no detríticas)
formándose empaques de tipo cúbico u ortorrómbico.
Secundaria o Inducida: Es la que se ha desarrollado por algún proceso geológico
oquímico después de la sedimentación de la roca. Este tipo de porosidad se
clasifica en
5
Porosidad en solución: la cual se presenta en rocas cuyos intersticios
están formados por soluciones de algunas porciones solubles de roca
contaminada con ácidos orgánicos.
Porosidad por Fractura: originadas en rocas sometidas a varias acciones
de diastrofismo.
Porosidad por Dolomitización: que es el proceso mediante el cual las
calizas se transforman en dolomitas, las cuales son porosas.
Fig. 1 Representación de
Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria
son generalmente de tipo rombohedral; sin embargo en rocas calcáreas es
frecuente encontrar sistemas porosos de configuración compleja. Las rocas que
tienen porosidad original son más uniformes en sus características que
aquellas rocas que tienen gran parte de su porosidad de origen inducido.
La porosidad puede clasificarse dependiendo de si está interconectada o no en:
Total: Es la relación entre todo el espacio vacío de la roca y el volumen total de
la roca
6
Efectiva: Es la relación entre el espacio vacío interconectado de la roca y el
volumen
Para el Ingeniero de Yacimiento la porosidad efectiva es más importante ya que
representa el espacio que puede estar ocupado por fluidos movibles.
La forma de expresar la porosidad es en fracción o por porcentaje y se define
como la relación entre el volumen del espacio poroso y el volumen de la roca
del yacimiento.
∅= VolumenPorosoVolumendelYacimiento
(Fraccion)
1.2 Saturación de Fluidos.
El espacio vacío de un material poroso puede estar parcialmente o
totalmente ocupado por un fluido y el remanente ocupado por otro u otros
fluidos. Lo importante es conocer cual porción del espacio poroso está
ocupado por cada fluido. La saturación de un medio poroso con respecto a un
fluido se define como la fracción del volumen vacío de un medio poroso que
está ocupada por ese fluido.
Saturacíon=Volumende Fluido enel MedioVaciototal enelmedio
La sumatoria de todas las saturaciones parciales de los fluidos deben sumar 1.
En nuestro caso tenemos:
So+Sg+Sw=1.0
7
Existe una saturación de agua inicial (Swi) en el yacimiento, la cual se considera
como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y
que debido a la fuerza de la presión capilar existente no pudo ser desplazada
por los hidrocarburos cuando migraron al yacimiento.
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres
diferentes métodos:
Núcleos tomados en pozos perforados con barro en base de petróleo
Cálculo a partir de Registros Eléctricos de los pozos
Cálculos a partir de la Presión Capilar
Como la saturación de agua es en función de la presión capilar y ésta está
relacionada con la permeabilidad del medio poroso (K), existe una relación
entre Swi y la permeabilidad (K) que puede ser determinada como se muestra.
Fig. 2 Relación de saturación de agua con permeabilidad
8
1.3. Viscosidad
La viscosidad se define como "La resistencia que ofrece un fluido bajo una
fuerza tangencial al desplazamiento de sus moléculas con respecto a otras".
También puede expresarse como "Es el factor de fricción interno de los fluidos".
1.4 Permeabilidad
Una de las características indispensables que debe conocer un ingeniero
de yacimiento, por representar la capacidad que tiene el medio poroso del
yacimiento a permitir el flujo de fluido a través de él. Esta propiedad es de una
importancia fundamental en la producción de los hidrocarburos del yacimiento.
Definición.
9
0 5 10 15 20 25 30 35 40 450
10
20
30
40
50
60
70
80
90
PERMEABILIDAD, MILIDARCYS
SAT
UR
ACÍ
ON
DE
AG
UA
%
Es la propiedad del material poroso que caracteriza la facilidad que tiene
la roca de permitir el paso de un fluido de determinada viscosidad través de ella
cuando se aplica un gradiente de presión.
1.5 Mojabilidad
La mojabilidad tiene el efecto sobre la permeabilidad de reducir la
permeabilidad de la fase mojante a medida que ésta se hace más mojante
(disminuye el ángulo de contacto). Esto puede explicar como una función de los
espacios porosos ocupados por las dos fases.
Consideramos un medio mojante al agua, cuando el ángulo de contacto
del agua con el medio poroso es cero, ésta ocupa los espacios más pequeños y
se dispersa como una película sobre todos los granos. Este hecho hace que
para una saturación dada de agua, esto hace que se encuentren más poros,
libres que permiten el flujo de la fase no mojante aun de los pequeños.
Este efecto aumenta hasta el momento en que la fase mojante es el
petróleo y sea éste el que ocupa los poros pequeños. Cuando esto ocurre, el
agua se encuentra en los poros grandes y aun con una baja saturación
presenta una alta capacidad de flujo.
10
CAPITULO II VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE
PETROLEO
Una vez descubierto un yacimiento o un campo, la determinación de
cuanto hidrocarburo existe en él y cómo, cuándo y cuánto se pueda recuperar
es un trabajo de primordial importancia para el Ingeniero de Yacimiento.
La base sobre la cual se desarrollará toda la planificación de explotación de un
campo o de un yacimiento depende de las respuestas a las preguntas antes
efectuadas. De esta planificación dependerán todas las inversiones a realizarse
así como los cálculos económicos que se efectúen en base a los
hidrocarburos a recuperarse.
El cálculo real de estos volúmenes de hidrocarburos es complicado ya que
normalmente los yacimientos están ubicados a grandes profundidades
en el subsuelo y solamente se dispone para sus análisis de información puntual
del mismo obtenida por registros eléctricos y/o núcleos.
El desarrollo reciente de las sísmicas 3D y 4D, conjuntamente con métodos que
integran las diferentes disciplinas de la geología con la Ingeniería de
Yacimiento, permite obtener un mejor conocimiento de las características del
yacimiento. Una de las actuales limitaciones de la sísmica 3D es la profundidad.
Para yacimientos más profundos de 3, 500 mt. Es difícil su interpretación.
11
2.1 Cálculo del POES y GOES.
El cálculo del petróleo original en el sitio (POES) y el gas original en elsitio
(GOES) se puede hacer por dos métodos:
Método Volumétrico
Balance de Materiales
Método Volumétrico. Normalmente éste es el primer método utilizado ya que
puede ser aplicado sin disponer de información sobre el comportamiento del
yacimiento. Esta basado en la determinación del volumen rocoso del
yacimiento. Una vez conocido este volumen, teniendo la porosidad y la
saturación inicial de los fluidos se puede calcular los hidrocarburos
originalmente en el yacimiento.
N=7758 .V B .∅ . So
Boi
Donde:
N= Volumen de Hidrocarburos a condiciones normales (BN).
VB= Volumen de la roca en acres pies, porosidad, a dimensional
So= Saturación inicial de petróleo, a dimensional
SWi= Saturación inicial o connata de agua, a dimensional
Boi= Factor Volumétrico de Formación inicial del petróleo.
7758 = Factor de conversión de pies cuadrados a acres
12
A continuación vamos a analizar los diferentes métodos para obtener la mejor
cifra de las diferentes variables independientes que intervienen en la ecuación.
Volumen de la roca
Este valor puede determinarse mediante la utilización de Mapas Isópacos y
Mapas Estructurales.
Método de Balance de Materiales.
Para la obtención del Petróleo (POES) y del Gas (GOES) originalmenteen sitio
se requiere de la aplicación de la Ecuación de Balance deMateriales en alguna
de sus formas, especialmente aquellas en la cualse puede obtener una línea
recta.
2.2 Reservas
Una vez calculado el volumen de los hidrocarburos que se encuentran en un
yacimiento, es importante conocer cuánto volumen de esos hidrocarburos se
puede extraer mediante la aplicación de algún método de recuperación
conocido. La relación entre ese volumen y el volumen total de hidrocarburos se
denomina factor de recuperación, el cual puede ser expresado como una
fracción o un porcentaje.
Las reservas involucran en su cálculo el factor económico. Se consideran
reservas únicamente aquellas que se pueden obtener en forma rentable del
yacimiento.
13
Las reservas pueden ser primarias si se obtienen por métodos de recuperación
primarios utilizando la energía original del yacimiento, o adicionales si se
obtienen por métodos de recuperación adicionales mediante el aporte de
energía adicional al yacimiento.
Para la determinación del factor de recuperación del yacimiento es necesario
conocer sus mecanismos de producción, las propiedades físicas de la roca y de
los fluidos contenidos en ella.
El cálculo de las reservas se efectúa por los siguientes métodos:
Correlaciones Empíricas
Curvas de Declinación de Producción
Balance de Materiales
Simulación de Yacimientos
2.3 Curvas de Declinación de Producción.
Este método es muy sencillo de aplicar. Esta característica ha hecho que el
método sea utilizado en forma muy amplia. La precisión de sus pronósticos
depende, al igual que todos los otros métodos, de la calidad y cantidad de la
información disponible.
La información que se puede recabar de estas curvas de declinación es la
recuperación final y el tiempo de producción. Este método es usado
especialmente en aquellos yacimientos cuyas propiedades petrofísicas son muy
variables, lo que dificulta un cálculo representativo promedio de sus
propiedades para el yacimiento.
14
Su aplicación para un pronóstico adecuado requiere de suficiente historia de
producción del yacimiento o de los pozos que permita una buena determinación
de la pendiente de declinación de la curva.
El yacimiento debe de haber producido bajo un mismo esquema de producción
continua con pocos o ningunos cambios que pudiesen afectar su tasa de
producción en forma significativa.
Más adelante se tratará esta metodología
2.4 Balance de Materiales
En la práctica, todos los pronósticos del comportamiento de un yacimiento
dependen de alguna forma de expresión del Balance de Materiales. El método
está fundamentado en el hecho de que se puede pronosticar el comportamiento
del volumen poroso de un yacimiento, cuando éste está sometido a cambios de
presión.
El balance de materiales es la aplicación de la ley de la conservación de la
masa, donde:
Volumen inicial= Volumen Remanente + Volumen Producido –Volumen que
entra, Todos los volúmenes deben de ser medidos a las mismas condiciones de
presión y temperatura, generalmente a las condiciones de superficie..
Este balance se puede hacer para el volumen total del yacimiento y para cada
fluido en el yacimiento (gas, petróleo y agua). Para la aplicación de esta
ecuación en forma confiable es necesario disponer de una buena historia de
presión del yacimiento, análisis PVT de los fluidos del yacimiento, historia de
producción de los fluidos o características de flujo de la roca. Los cálculos de
pronóstico incorporan todas las características del
15
2.5 Simulación de Yacimientos
Si se desea tener más precisión en los cálculos del comportamiento del
yacimiento se puede recurrir al análisis mediante la simulación numerica de
yacimientos. Esta consiste en la división del volumen del yacimiento en bloques
a los cuales se les asigna todos los parámetros correspondientes en el área
correspondiente. Se generan entonces una
gran cantidad de bloques con una gran cantidad de incógnitas que se resuelven
mediante métodos complejos de soluciones de sistemas de n ecuaciones con n
incógnitas. La simulación de yacimientos no se tratará en este manual.
16
CAPITULO III METODO CURVAS DE DECLINACÍON
El conocimiento de las reservas de hidrocarburos que se pueden extraer
de un yacimiento es uno de los objetivos del Ingeniero de Yacimiento. La
precisión de esa información depende de la información disponible y del
conocimiento del Ingeniero para el cálculo, uso e interpretación de esa
información.
Existen diferentes métodos que se aplican para este objetivo, sin embargo, el
uso de las curvas de declinación de producción se puede considerar como uno
de los más sencillos y cuyos estimados son confiables ya que están basados
sobre el comportamiento real de los pozos y del yacimiento.
El método está basado en la extrapolación del comportamiento de las curvas de
producción de los pozos o de un yacimiento total. El principio utilizado para esta
extrapolación es el mismo que se aplica en muchos métodos de planificación y
consiste en considerar que: "todos los parámetros o variables que han afectado
al yacimiento en el pasado lo continuaron afectando de la misma forma en el
futuro".
Las variables que normalmente se extrapolan son:
Tasa de producción de petróleo
Presión
Fracción de agua en la producción de fluidos
Estas variables se grafican normalmente en el eje de las ordenadas y se
consideran variables pendientes.
17
Las variables independientes dentro contra las cuales se grafican son:
Producción Acumulada de Petróleo
Tiempo
El método de extrapolación puede ser gráfico o matemático y puede efectuarse
aplicando diferentes tipos de declinación.
Este método de pronóstico es muy confiable siempre y cuando las operaciones
del yacimiento no hayan sufrido cambios significativos como restricción o cierre
de producción.
En la aplicación de las curvas de declinación se utilizan como variables
independientes la producción acumulada y el tiempo. Se recomienda su
aplicación con la producción acumulada, ya que tanto la tasa de producción
como la producción acumulada son dos variables asociadas a la energía del
yacimiento mientras que el tiempo es una variable externa del mismo y
normalmente se relaciona al yacimiento por alguna función o ecuación.
Métodos de Declinación y Pronóstico.
Como ya se mencionó con anterioridad, existen dos métodos:
Método Gráfico
Método Matemático
18
3.1 Factores que afectan las Curvas de Declinación.
La alteración en el tiempo de alguno de los parámetros que intervienenen el
proceso de producción y drenaje de un yacimiento puede afectarel pronóstico
mediante la aplicación de las Curvas de Declinación.
Entre estos factores que se pueden mencionar están:
Cambios en Programas de Producción.
Este factor ocurre cuando a un yacimiento o un pozo se cierra a producción
total o parcial por problemas tanto mecánicos como de mercado o se aumenta
la producción drásticamente por métodos de levantamiento artificial.
3.2 Cambio de productividad de los Pozos.
Este factor existe cuando se realizan trabajos de reacondicionamiento de los
pozos para restablecer su producción inicial después que ésta haya sido
reducida por deposiciones o arenamiento. Si se logra tener un buen control del
yacimiento, lo cual permite poder pronosticar estos trabajos, su efecto se verá
minimizado al momento de efectuar los cálculos.
• Veracidad de la Información.
Para obtener una buena curva de declinación y un buen pronóstico se requiere
información confiable. En algunos casos no se conoce la metodología utilizada
para tomar las muestras o se está produciendo de una zona adicional o
diferente sin tener conocimiento de ello. Esto altera los resultado.
19
CAPITULO IV BALANCE DE MATERIA
El método de balance de materiales constituye una de las herramientas más
usadas en la interpretación y análisis de los yacimientos. Su aplicación permite el
cálculo del petróleo original en sitio (POES), y la identificación y grado de
importancia relativa de los mecanismos de empuje.
En este capítulo, a partir de un balance de fluidos, se desarrollará la ecuación
general de balance de materiales. Se desarrollará un análisis de los parámetros
de dicha ecuación en términos de los grados de certeza con que ellas son
conocidas.
La misma se aplicará a un conjunto de casos particulares de normal ocurrencia.
De acuerdo con cada uno de estos casos se mostrará la forma de calcular el
POES y los parámetros que definen los mecanismos de empuje. Los mecanismos
de empuje pueden ser uno o varios.
4.1 Desarrollo del Método de Balance de Materia
El método de balance de materiales se fundamenta en el principio de
conservación de la energía. El yacimiento será el volumen de control sobre el cual
se aplicara este principio. El método de balance de materiales se fundamenta en
que el volumen poroso de un yacimiento permanece constante y puede ser
determinado cada vez que se produce una reducción de la presión del
yacimiento como consecuencia de la producción de los fluidos.
En este sentido, un balance de los fluidos del yacimiento podría ser expresado
de la siguiente manera:
20
El volumen de los fluidos presentes en el yacimiento en un momento
determinado será igual al volumen de los fluidos iníciales menos el volumen de
los fluidos producidos.
En este balance los volúmenes de los fluidos deben calcularse a una misma
condición de presión y temperatura para que tenga validez.
Suposiciones
Las suposiciones del método de balance de materiales son:
El yacimiento es considerado como un tanque, y por esto es visto como un
modelo de dimensión cero. Las propiedades de los fluidos y las rocas se
consideran uniformes. Las presiones y las saturaciones se distribuyen en forma
continua. Cualquier cambio en presión y saturación se distribuye en forma
instantánea en el yacimiento.
Deducción de la ecuación general
Para la deducción de la ecuación general de balance de materiales
Consideremos, en forma general, un yacimiento, con una capa de gas y un
acuífero activo. Supongamos que después de un cierto tiempo de haber sido
puesto en producción, la presión del yacimiento ha caído desde la presión inicial
p¡ hasta una presión promedio p.
Durante esta caída de presión, el balance volumétrico de los fluidos del yacimiento
puede ser expresado de la siguiente manera: Volúmenes producidos = Expansión
de los fluidos + intrusión de agua La siguiente figura muestra el yacimiento con
21
una capa de gas y un acuífero activo considerado para la deducción de la
ecuación general de balance:
Figura . Esquema general del yacimiento para la deducción de
la Ecuación del Balance de Materiales
Volúmenes producidos
Debido a que el yacimiento que se considera posee una capa de gas, éste se
encuentra en estado de saturación por lo que cualquier disminución en la
presión producirá una liberación de gas. A condiciones de superficie Para una
caída de presión Ap = pi - p, se obtendrán en la superficie:
• Volumen acumulado de petróleo, Np (bls)
Expansión de los fluidos y roca
Como consecuencia de la caída de presión producto de la producción de los
fluidos, el yacimiento y todos los factores que lo componen experimentan
cambios de volumen. Así, habrá cambios de volúmenes en el petróleo y su gas
disuelto, en la capa de gas, en el agua connata y en el volumen poroso del
yacimiento. A continuación se describe los cambios en cada uno de estos
factores.
Petróleo + gas disuelto:
El volumen inicial de petróleo en la zona de petróleo es: N Boi.
22
La reducción del volumen del petróleo debido a la caída de presión Ap es: N(Bo
- Boi).
Volumen de gas inicialmente disuelto en el petróleo es: NRsi.
Volumen del gas disuelto en petróleo cuando la presión inicial delyacimiento se
reduce hasta la presión promedio p es: NRs.
Volumen de gas liberado como consecuencia de la caída de presión Apy
llevado a condiciones de yacimiento es N(Rsi - Rs)Bg.
El cambio total del volumen en la zona de petróleo es la suma de lareducción
del volumen de petróleo, más la expansión del volumen degas liberado:
N[(Bo - Boi) + (Rsi - Rs)]Bg.
4.2 Datos Petrofísicos
En los datos petrofísicos la saturación de agua connata promedio del
Yacimiento (Swc) obtenida de registros de pozos o núcleos, es considerada
correcta.
4.3 Historia de Presiones
La aplicación del método de balance de materiales requiere de un aclara
tendencia de la historia de presiones del yacimiento. Esta tendencia se obtiene
a partir de la medición de las presiones individuales de los pozos, referidas al
datum del yacimiento..
En el caso de yacimientos con un alto valor de la constante de difusividad
hidráulica , las presiones de los pozos, graficadas como función de tiempo,
23
permitirán definir claramente la tendencia de la historia de presiones. En
yacimientos donde el valor de la constante de difusividad hidráulica es baja, la
tendencia no podrá definirse claramente. En este caso, será necesario
encontrar maneras para promediar las presiones individuales de los pozos,
obtenidas dentro de un período de tiempo, para calcular un valor representativo
del yacimiento, para ese período.
Es importante si se asocia la teoría de incertidumbre con los valores de
presiones y se presenta su variabilidad haciendo varias simulaciones para
obtener las varias tendencias en los resultados del Balance de
Materiales.
La figura presenta gráficos del comportamiento de presión de un yacimiento
basándose en las presiones individuales de los pozos. La figura (a) presenta el
caso de yacimientos con un alto valor de la constante de difusividad hidráulica y
la figura (b), el caso donde dicha
Constante tiene un valor bajo:
TABLAS Y GRAFICAS
(a) (b)
Variación de la Presión contra Tiempo
24
CAPITULO V PREDICCÍON DEL COMPORTAMIENTO DEL
YACIMIENTO
Después de haber identificado los mecanismos responsables de la
producción de fluidos en un yacimiento, resulta necesario dar los pasos
necesarios para predecir su comportamiento. Por predecir el comportamiento se
entiende la determinación de la declinación de presión y producción de fluidos,
en función del tiempo, hasta el agotamiento técnico y económico del yacimiento.
Los procedimientos para la relación de estas predicciones serán descritos para
los casos de yacimientos subsaturados, con empuje por gas en solución y capa
de gas. En el caso de yacimientos con empuje hidráulico, la determinación del
modelo de intrusión de aguase debe estudiar como un paso previo al desarrollo
del procedimiento de predicción.
Finalmente, se desarrollará el método para la inclusión del tiempo en las
predicciones de los yacimientos.
A continuación se presentan los temas que se desarrollarán en este capítulo:
Predicción del comportamiento de yacimientos subsaturados
Predicción del comportamiento de yacimientos con empuje por gas en
solución, sin capa de gas inicial, sin intrusión de agua
25
Predicción del comportamiento de yacimientos con empuje por gas en
solución, con capa de gas inicial, sin intrusión de agua
Determinación del modelo de intrusión de agua
Predicción del comportamiento de yacimientos con empuje por gas en
solución, con capa de gas inicial con intrusión de agua
Inclusión del tiempo en la predicción del comportamiento de yacimientos
Predicción del comportamiento de yacimientos Subsaturados
En yacimientos cuya presión promedio se encuentra por encima de la presión
de burbujeo, también conocidos como yacimientos subsaturados, el mecanismo
de empuje es por expansión del petróleo y agua connata y reducción del
volumen poroso. Para efectuar la predicción se supone que el POES (N) ha
sido determinado .
26
CAPITULO VI ESTUDIOS INTEGRALES DE YACIMIENTOS
Este capítulo tiene como fin analizar sin grandes detalles la manera cómo
realizar estudios integrados de yacimientos que permitan justificar la selección
del mejor esquema de explotación de un yacimiento, desde un punto de
vista técnico-económico.
La Gerencia de Producción de una industria petrolera tiene como misión:
establecer y justificar técnica y económicamente, opciones de generación de
potencial de producción y reservas de hidrocarburos, enmarcadas en los
respectivos planes de explotación racional de los yacimientos de la empresa.
Estas opciones por lo general consisten en propuestas de esquemas de
desarrollo de nuevas áreas/yacimientos, localizaciones de desarrollo y
avanzada a perforar, proyectos de recuperación adicional a implantar y
revisión de esquemas de explotación vigentes; las cuales resultan
como productos de la realización de estudios multidisciplinarios integrados
de yacimientos. Para lograr esta misión se requiere de una serie de recursos
entre los cuales destacan: horas-hombre (propia y contratada), información de
pozos y yacimientos, herramientas de cálculos, lineamientos corporativos y
específicos y requerimientos particulares de los clientes. Los clientes que
utilizan los productos de la Gerencia de Producción
Son principalmente:
La gerencia de Planificación de Proyectos, como insumo fundamental
para conceptualizar los requerimientos de infraestructura asociada a la
explotación de los yacimientos.
27
La gerencia de Economía y Planificación como opciones para elaborar
los planes de generación de potencial y/o reservas.
La gerencia de Ingeniería de Petróleo, como responsable por la
implantación de los planes de explotación de los yacimientos
Los entes gubernamentales (como el Ministerio de Energía y Minas en
Venezuela) como responsables por la asignación de recursos y la
vigilancia de la racionalidad de los planes de explotación de los
yacimientos.
6.1 Procesos
La gerencia de Producción cumple su misión y satisface las necesidadesde sus
clientes, a través de su proceso básico de trabajo llamado “Realizar
Estudios Integrados de Yacimientos", cuyo flujo grama se
En vista de cada una de las etapas de este macro proceso constituyen si un
proceso, cuyos detalles se presentarán por separado en los siguientes capítulos
a continuación se describe brevemente con el propósito de dar una idea de
cada una de ellas, pero no como una guía a seguir para su ejecución.
En general, aplica para cada uno de los yacimientos individuales a estudiar.
Es importante señalar que aunque aquí se describen las etapas como si se
ejecutaran en serie, durante la realización de un estudio de yacimientos, varios
de ellas pueden ser realizados simultáneamente, como por ejemplo validar y
analizar información PVT, elaborar y validar información de presión y validar
información de producción/inyección. Otro aspecto que conviene señalar antes
28
de comenzar con la descripción de las diferentes etapas del proceso, es que en
algunos procesos se requiere la participación de diferentes disciplinas, en
cambio algunas solo pueden ser elaboradas por participantes de una disciplina.
En el texto se señala, siempre al principio, quienes son las disciplinas
participantes en el proceso. Sin embargo, la información que se va logrando
durante el proceso debe ser compartida con las otras disciplinas
inmediatamente.
6.2 Definir Objetivos y Alcance del Estudio
El objetivo de un estudio deberá definir claramente para que se realice el
estudio (propósito) y que productos se esperan obtener una vez finalizado el
mismo. En general, el medio a través del cual se logra el objetivo de un estudio
integrado de yacimientos, es construyendo un modelo geológico y de ingeniería
de yacimientos para determinadas formaciones pertenecientes a un campo
petrolero. Además, se deberá especificar en dicho objetivo las tareas macros
que se deben realizar para cumplir con el mismo, por ejemplo:
Definir límites de los yacimientos y calidad de los mismos, cuantificar el
petróleo y gas originalmente en sitio y las reservas remanentes de
petróleo y gas.
Establecer plan de desarrollo integral del campo, optimando las
instalaciones existentes y recomendar puntos adicionales de drenaje.
Identificar proyectos de recuperación mejorada (inyección de agua, gas u
otro producto) con la finalidad de maximizar el recobro de hidrocarburos.
29
En el alcance del estudio se debe especificar cuáles son las actividades que
deben realizar y documentar, las disciplinas de Geología de Producción,
Petrofísica e Ingeniería de Yacimientos, por lo cual debe ser el producto de la
interacción entre estas tres disciplinas. El objetivo y alcance de un estudio
conforman lo que se denomina Término de Referencia.
6.3Recolectar Información Pertinente al Yacimiento o Área Bajo Estudio
El proceso de identificar y recolectar la información necesaria para realizar un
estudio de yacimientos es de fundamental importancia. Usualmente la
información se encuentra dispersa, es decir localizada en diferentes archivos
computarizados o manuales. Gran parte de la información se encuentra en las
áreas operacionales de producción de la empresa y el resto en las oficinas de
yacimiento. Sistematizar esta importante actividad cumple con el doble objetivo
de: primero, saber exactamente donde está localizada la información y su
disponibilidad y segundo, estar seguros de que no se deja de lado información,
simplemente por desconocimiento de su existencia.
Es por ello que la búsqueda y el acceso sistemático a la información pertinente
a un estudio de yacimientos, redundarán en un considerable ahorro de tiempo y
asegurará el pleno uso de toda la información disponible.
La información está generalmente disponible en bancos o bases de datos
computarizadas, tales como los bancos de datos de producción, presión, PVT, o
archivos computarizados personales (creados cuando se estaba realizando
un estudio de yacimientos en particular) y archivos que se podrían calificar
como manuales, tales como archivos de pozos, libros de medidas de
30
producción, libros de producción, reportes de trabajos de guayas, estudios
anteriores, etc. Lo ideal sería disponer de toda esta información en bases de
datos computarizadas, ya que ello facilitaría y aceleraría el acceso a los datos
necesarios para el estudio y garantizaría que no se deja de lado información
relevante. Así mismo, cada vez que se finaliza un estudio de yacimientos, la
información validada que se usó, se deberá documentar y almacenar
automáticamente, para facilitar y ahorrar tiempo en revisiones/estudios futuros.
Una vez recolectada la información pertinente al área o yacimiento bajo estudio,
es posible que se tengan que revisar los Términos de Referencia del estudio,
ya que puede suceder que no exista la información requerida para satisfacer
el alcance del mismo.
Como puede observarse en el flujo grama general, una vez ejecutada la etapa
de Recolección de Información, se procede en forma simultánea realizar el
trabajo base requerido de cada una de las disciplinas, las cuales deben reunirse
en forma regular con el fin de ir efectuando la integración requerida de los
resultados obtenidos. Es así como Geología de Producción se dedica a
establecer el modelo geológico, Petrofísica a realizar la evaluación petrofísica, e
Ingeniería de Yacimientos a establecer el comportamiento PVT de los fluidos,
las tendencias de presión y el comportamiento de producción/inyección.
31
6.4 Establecer el Marco Estructural
La interpretación general de la estructura del área, está basada en estudios
regionales de la cuenca, la sísmica y los modelos experimentales. A través de
esta interpretación se explica la tectónica que dio origen a las principales
estructuras presentes (fallas mayores, pliegues, discordancias), garantizando
de esta forma coherencia en las interpretaciones futuras de detalle estructural,
las cuales estarán ajustadas a un régimen tectónico ya establecido y así las
conclusiones que posteriormente se deriven serán consistentes y
geológicamente posibles.
6.5 Definir Estratigrafía
La definición estratigráfica para un estudio de yacimientos, se basa en la
estratigrafía regional del área (formaciones litológicas, unidades
paleontológicas, miembros y otras unidades menores informales). A partir de
esta definición y basados en la correlación de marcadores regionales, estudios
sedimentológicos y sismoestratigráficos, se pueden identificar los diferentes
ciclos de sedimentación y la extensión areal de los distintos cuerpos de rocas
porosas, generando así el modelo estratigráfico.
6.6 Establecer el Modelo Estructural
Para establecer el modelo estructural se toma como base el marco estructural
definido básicamente mediante interpretación sísmica, y seintroducen en los
32
datos de pozos y las interpretaciones de Ingeniería de Yacimientos y
Petrofísica.
En la elaboración del modelo estructural se generan mapas y secciones, las
cuales muestran las estructuras principales y las menores que no pueden ser
interpretadas a través de la sísmica.
EL modelo estructural junto con la definición estratigráfica son la base para la
delimitación areal y vertical de los yacimientos.
Durante el proceso de elaboración del modelo estructural se hace necesaria
una interacción permanente con otras disciplinas, donde información de
sísmica de detalle, petrofísica, yacimientos y sedimentología tienen fundamental
importancia.
6.7 Determinar Calidad del Yacimiento
Luego de definir el modelo geológico mediante la interpretación
estratigráfica/estructural, se determina la calidad del yacimiento en términos de
valores de la porosidad, permeabilidad y distribución de fluidos.
La representación areal de esta determinación de la calidad del yacimiento se
logra a través de los mapas de calidad de los mismos. Estos mapas, insumo
principal para estudios de simulación y cálculo de reservas, consisten en la
graficación en mapas de la distribución areal de las principales características
del yacimiento que permitirán predecir la movilidad de los fluidos dentro del
mismo y hacia los pozos perforados y establecer la cantidad de petróleo en
sitio.
33
6.8 Elaborar Historias de Pozos
El manejo de la información de cada uno de los pozos de un área o yacimiento
es una actividad clave para realizar un buen estudio de ingeniería de
yacimientos. La historia de un pozo debe contener la información operacional
de los pozos, es decir, su historia de intervalos abiertos a producción, tipo de
terminación original, trabajos de reparación o reacondicionamiento efectuados,
razón de los trabajos realizados y resultados obtenidos. En general, incluye
cualquier trabajo en el pozo que afecte su comportamiento de producción, o
cualquier información de tipo operacional que explique una desviación del
mismo. Así mismo, una historia de pozos debe contener un listado de toda la
información tomada a través del mismo; PVT, registros, núcleos, etc.
6.9 Validar y Analizar Información PVT
El comportamiento volumétrico de los fluidos del yacimiento como una
función de la presión, se requiere para la correcta evaluación de las reservas de
un yacimiento, la selección y utilización del esquema de explotación más
apropiado y el cotejo y predicción de su comportamiento. Estos análisis
dependen de datos confiables sobre las características del fluido que contiene
el yacimiento y son obtenidos a partir del análisis PVT de muestras de fluidos.
La confiabilidad de dicha información depende de la representatividad de la
muestra tomada para el análisis y de la consistencia de las mediciones
realizadas en el laboratorio.
Las decisiones que tome un ingeniero con relación a las diferentes
aplicaciones de los datos PVT, estarán sujetas al grado de confiabilidad de la
34
información que se ha suministrado en un informe PVT. De allí la importancia
de una adecuada validación de esta información.
6.10 Analizar y Validar Información de Presión
El análisis del comportamiento de producción está íntimamente ligado al nivel
de presión existente en el yacimiento a lo largo de toda su historia de
producción. Por esta razón es necesario un análisis y validación de la historia
de presión del yacimiento y sus pozos. Las pruebas de presión proporcionan
además, información que se utiliza para corroborar el modelo geológico y
petrofísico de los yacimientos y para determinar posibles daños de la formación
en los alrededores de los pozos, lo cual pudiera explicar posibles anomalías en
el comportamiento individual de producción de algunos de ellos.
6.11 Validar Información de Producción/Inyección
Los datos de producción e inyección es quizás la información más
susceptible a cambios desde el momento en el cual es originalmente generada,
hasta cuando es finalmente archivada en los bancos de datos. Constituye la
pieza de información más valiosa para un estudio de yacimientos, ya que los
mismos siempre contemplan un análisis del comportamiento de producción y un
cotejo de este comportamiento mediante el uso de herramientas analíticas o
numéricas, a fin de determinar la magnitud de las acumulaciones, reservas,
mecanismos de producción, efectividad del proceso de explotación y
recomendaciones para optimizar el mismo.
Por las observaciones anteriormente expuestas se deduce la importancia que
tiene para el estudio de un yacimiento, disponer de datos de producción e
inyección que reflejen su verdadero comportamiento.
35
Preparar Perfiles de Pozos.
Una vez que se tiene el inventario y copia de los perfiles de los pozos que
pertenecen al estudio, se deberá constatar en los sistemas computarizados la
disponibilidad de la información digitada. En caso de no estar en estos sistemas
se enviarán copias en papel de los perfiles a la empresa contratista para el
proceso de digitación y carga posterior en el Banco de Perfiles. Disponible la
información computarizada, se procede a transferirla al sistema computarizado,
sistema en el cual se efectúa lo siguiente: edición de las curvas por efectos
ambientales del hoyo, ajuste en profundidad de las mismas a una curva de
referencia, generación de los datos de las curvas en diagramas de
bloques/zonas y verificación de la calidad de la precisión de dichos diagramas.
Concluida esta fase, la información queda accesible para efectuar la evaluación
petrofísica una vez establecidos los parámetros de
Roca/fluido de núcleos o de perfiles de pozos en zonas acuíferas.
6.12 Establecer Parámetros Petrofísicos
Como producto del proceso de recolección de información, se obtienen datos
relevantes sobre parámetros petrofísicos. Con esta información, se procede a
establecer los parámetros del yacimiento: salinidad del agua de formación,
densidad de grano, corrección por arcillosidad, exponentes de cementación y
de saturación y correlaciones entre permeabilidad y porosidad por tipo de
facies.
En caso de no disponer de análisis de núcleos del yacimiento bajo estudio, es
posible derivar parámetros petrofísicos en zonas 100% acuíferas ó extrapolar
parámetros petrofísicos de yacimientos similares.
Otro aspecto importante a establecer mediante la correlación núcleos-perfiles,
son las características de las curvas de los perfiles que identifican las facies
36
saturadas de hidrocarburos, para poder aplicar adecuadamente los parámetros
petrofísicos establecidos. Una vez concluida esta etapa, se dispondrá de los
parámetros de fluidos y de roca necesarios para iniciar las evaluaciones
petrofísicas de los pozos.
Efectuar la Evaluación Petrofísica
La evaluación petrofísica de los pozos constituye el principal producto o aporte
del trabajo petrofísico. Para su realización se debe disponer tanto de perfiles
digitados, como de propiedades de la roca. Para efectuar el cálculo de la
saturación de agua, se dispone de varios modelos de acuerdo a las
características de la roca. El más simple es el modelo de Archie, aplicable solo
a aquellas areniscas o calizas limpias o con muy escaso contenido de arcilla.
También se utiliza la
Técnica de Waxman-Smith, para areniscas arcillosas. Otras técnicas de
evaluación son los de Doble-Agua, Indonesia y Simandoux. El proceso de la
evaluación petrofísica se lleva a cabo, mediante el uso de sistemas
computarizados. Existen una gran cantidad de sistemas para los análisis de la
petrofísica. Por intermedio de "menús", se establecen los cálculos que se van a
efectuar en el yacimiento. Los "menús" se construyen de acuerdo al criterio del
petrofísico y en ellos se incluyen: correcciones ambientales a las curvas
originales de los perfiles, cálculo de porosidad total, saturación de fluidos
(petróleo y agua), volumen de arcillosidad de las arenas y permeabilidad. Para
la interpretación de los perfiles antiguos se usa la técnica de evaluación
semicuantitativa, en la cual el resultado viene dado por el producto de la
porosidad y la saturación de hidrocarburos.
Al realizar el proceso anteriormente descrito, los resultados obtenidos quedan
almacenados automáticamente en el sistema computarizado, disponibles para
generar listados, gráficos, histogramas, etc.
37
Validar Resultados de Evaluación Petrofísica Una vez concluido el
proceso de evaluación petrofísica, los resultados obtenidos, deben ser
validados con geología de producción, sedimentología e ingeniería de
yacimientos. Se deben confrontar básicamente las pruebas iníciales y la historia
de producción, la historia de mangas, la historia de presiones y la gravedad API
del crudo. Se debe verificar además la distribución de fluidos obtenida de la
evaluación petrofísica, con la posición del pozo en el mapa estructural y su
relación con los pozos vecinos. Al existir información de muestras de pared o
canal, fluorescencia y corte, se deben cotejar con los resultados de la
evaluación petrofísica y resolver cualquier
Discrepancia que se presente. Si existen análisis de núcleos en el área de
estudio, o en un área vecina, se deben utilizar para definir los valores críticos de
porosidad y saturación de agua irreducible. Con estas verificaciones a nivel de
cada pozo, se estiman criterios para clasificar la arena neta total (ANT),
petrolífera (ANP) y explotable (ANE) y se define la distribución de fluidos para el
área. Con la interacción con geología y yacimientos, este resultado preliminar
se va ajustando, hasta conformar el modelo petrofísico del yacimiento. Una vez
que se esto logra, se establecen en forma final los criterios de porosidad,
saturación y permeabilidad para calcular ANT/ANP/ANE y la distribución de los
fluidos.
Una vez concluidas las etapas anteriores sobre análisis petrofísico, se está en
posición de realizar la etapa de mayor interacción en un estudio
multidisciplinario de yacimientos. Estas etapas las constituyen la preparación de
la información de propiedades de las rocas yacimientos, y la delimitación areal y
vertical de los yacimientos en el área bajo estudio o la verificación de los límites
de un yacimiento en particular.
38
6.13 Preparar y Analizar las Propiedades de las Rocas.
Las propiedades de las rocas del yacimiento constituye la información
fundamental para describir la parte sólida del yacimiento (porosidad,
permeabilidad absoluta y compresibilidad), y la interacción entre la roca
yacimiento y los fluidos contenidos en ella (saturación, presión capilar y
permeabilidades relativas).
La información de porosidad, permeabilidad absoluta y saturaciones de fluidos
se genera a partir de la evaluación petrofísica y del estudio sedimentológico
del área o yacimiento, y se obtiene de su
Representación en los mapas de calidad de yacimientos, generados en la etapa
geológica.
El hecho de que la información acerca de las propiedades de un yacimiento sea
puntual (relativa a cada pozo perforado, como máximo) y que los métodos para
la obtención de los datos no sean directos, es decir, que se requiere de
experimentos de laboratorio donde se simulan las condiciones de yacimiento,
de interpretación de perfiles o de pruebas de presión, hace que tal información
deba ser cuidadosamente analizada y utilizada. Por consiguiente, la calidad de
un estudio de yacimientos dependerá en gran parte de esto último.
6.14 Delimitar Área y Verticalmente el Yacimiento
La delimitación de los yacimientos en el área bajo estudio o el
establecimiento/verificación de los límites areales y verticales de un yacimiento
en particular, constituye la actividad más importante en los estudios integrados
39
de geología, petrofísica y yacimientos. Su importancia radica en dos aspectos
de diferente naturaleza. El primer aspecto está relacionado con la labor de
integración de los resultados de los análisis de geología, petrofísica y
yacimientos, lo cual requiere del trabajo en equipo de las diversas disciplinas de
la ingeniería de petróleo. La interacción de labores debe ser continua desde
el comienzo del estudio, los resultados particulares deben ser del conocimiento
del grupo, a fin de verificar que cualquier discontinuidad tenga su explicación
lógica, por ejemplo, la presencia de fluidos con diferentes características, la
existencia de diferentes presiones originales y/o tendencias históricas de
presión y la existencia de comportamientos diferentes de producción de
petróleo, gas y agua deberían estar soportados por la presencia de evidencias
geológicas como fallas
sellantes, lutitas aislantes de continua extensión areal, conexión del yacimiento
a acuíferos, etc.
El otro aspecto mencionado lo constituye el establecimiento de límites
confiables del yacimiento; la detección en registros de un contacto de fluidos en
el yacimiento (agua-petróleo, gas-petróleo) debe estar validado con la obtención
de gradientes de presión de la columna de petróleo y su intersección con el
gradiente hidrostático y con la presión de burbujeo. La existencia de agua a
niveles más altos que el contacto agua/petróleo, debe ser definida como zona
de transición o simplemente como avance normal del acuífero debido a la
producción del yacimiento. La condición de sello de las fallas debe validarse
con presión/producción/ fluidos a fin de considerar el volumen expandible de
petróleo y la posibilidad de movimiento de fluidos. Otros límites estratigráficos
como la disminución de la calidad del yacimiento (diagénesis) y la pérdida de
secciones por erosión deben ser determinados por evidencias geológicas y de
yacimientos. Con los límites del yacimiento se calculará el volumen de las
zonas de petróleo y de gas en donde se basará el análisis histórico del
comportamiento del yacimiento y el establecimiento de planes de desarrollo
tendientes a mejorar el recobro final de hidrocarburos.
40
Una vez realizada y validada la delimitación de los yacimientos, se puede inferir
que todo el trabajo previo es consistente e integra los conocimientos de las
diferentes disciplinas sobre el área/yacimiento bajo estudio. En base a esto se
procede a elaborar los mapas de reservas y los sumarios de evaluación
petrofísica, y a documentar el modelo geológico y el estudio petrofísico, por
parte de los representantes de Petrofísica y Geología de Producción.
Simultáneamente se procede con las siguientes etapas del proceso, las cuales
requieren un poco menos de la integración de las tres disciplinas, pero donde
también es necesaria la interacción y discusión de resultados en forma
multidisciplinaria.
6.15 Elaborar Mapas de Reservas
Ya definidos los mapas estructurales e isopacos de arena neta petrolífera, la
elaboración de los mapas de reservas se reduce a establecer de acuerdo a las
normas legales (Ministerio de Energía y Minas), la clasificación de las áreas de
reservas de acuerdo a su nivel de incertidumbre (Probadas, Probables y
Posibles), su discriminación en Series de acuerdo al mecanismo de su
incorporación (recompletaciones, perforación de pozos de avanzada, proyectos
de recuperación secundaria ó cambios en los parámetros del yacimiento) y
utilizando la simbología aprobada diferenciar el estado de cada pozo en el
yacimiento como productor, abandonado seco, abandonado por problemas
mecánicos, interpretado hidrocarburo y/o agua, completado, inyector, etc.
Una vez finalizados estos mapas se tendrán identificadas las áreas de los
diferentes tipos de reservas, en los mapas requeridos para su oficialización ante
el Ministerio de Energía y Minas, y se podrán cuantificar los volúmenes de
hidrocarburos originalmente en sitio, requeridos para determinar las reservas.
41
Documentar el Modelo Geológico
Los modelos geológicos son interpretaciones aproximadas de los rasgos
estratigráficos y estructurales presentes en el área bajo estudio. El grado de
aproximación depende de la cantidad y calidad de la información disponible, por
lo cual es necesario que el mismo se refleje
en la documentación respectiva.
Esta documentación debe cubrir básicamente tres aspectos: estructura,
estratigrafía y calidad de yacimientos. En lo que a estratigrafía se refiere, se
deben documentar las principales unidades y subunidades, mediante secciones
estratigráficas, mapas de facies, diagramas de panel y tablas que muestren por
pozo los diferentes topes geológicos.
De igual forma se debe documentar la interpretación de los ambientes
sedimentológicos que dieron origen a las unidades estratigráficas. En el aspecto
estructural se debe documentar la interpretación de las líneas sísmicas, los
mapas de planos de fallas, secciones y mapas estructurales. Así mismo es
importante documentar los eventos tectónicos que dieron origen a las
estructuras presentes. La documentación de la calidad de yacimientos se hace
a través de la elaboración de mapas de arena neta, porosidad,
saturación de hidrocarburos, columna equivalente de hidrocarburos,
y de permeabilidad de los diferentes yacimientos, los cuales constituyen el
insumo principal para los cálculos volumétricos y el análisis de la dinámica de
fluidos en el yacimiento.
Aspectos relativos a la validación del modelo geológico mediante la integración
de información y resultados del trabajo de otras disciplinas, constituyen un
42
aspecto clave en el proceso y como tales deben ser plasmados en el informe
geológico del yacimiento/área en estudio.
Elaborar Sumarios de Evaluación Petrofísica
El sumario de la evaluación petrofísica constituye uno de los principales
productos del trabajo del petrofísico. En este sumario se especifican los
promedios aritméticos ó ponderados de las propiedades
Petrofísicas: ANT, ANP, ANE, porosidad, Sh, VSh, k, kh, CPE, etc,
Determinados sobre intervalos estratigráficos. Uno de los programas que se
utiliza para este propósito permite calcular los promedios ponderados en dos
modos diferentes modos de profundidad; a lo largo del pozo y a profundidad
vertical verdadera. Existe otros programas computarizados, (PAGAN), que
efectúa también el cálculo de los promedios ponderados en cuatro modos de
profundidad; a lo largo del pozo, profundidad vertical verdadera, isópaco e
¡socoro. Una vez finalizado el cálculo de los valores promedios de las variables
petrofísicas, éstos se pueden representar en forma de mapas para definir
tendencias, mediante el uso de paquetes de computadoras. Estos sistemas
acceden varios bancos o bases de datos; extraen la información petrofísica, la
información geológica y la información de desviación con el objetivo de integrar
la información. Con toda esta información, se pueden generar mapas a nivel de
superficie ó en el tope de la formación o miembros que se quiera representar.
Concluido este proceso, quedan disponibles los sumarios de evaluación
petrofísica y mapas de propiedades de roca para continuar con el estudio
integrado de yacimientos.
43
Documentar el Estudio Petrofísico
En esta etapa final se procede a recopilar todos los datos y resultados del
estudio petrofísico para documentar y publicar el informe técnico, el cual debe
incluir: introducción, información disponible, derivación y soporte de parámetros
petrofísicos, correlación núcleos-perfiles, identificación de facies con y sin
hidrocarburos a partir de los perfiles, técnica petrofísica utilizada, resultados de
la evaluación, comparación de los resultados de la evaluación petrofísica y las
pruebas de producción, definición de parámetros críticos y distribución de
fluidos,
Elaboración del material complementario como tabulaciones, figuras, y
apéndices. Finalmente se elaboran las conclusiones, recomendaciones y el
resumen del informe.
Una vez redactado e integrado, el informe se somete a revisión y se efectúan
las correcciones técnicas que puedan derivarse, hasta su publicación final como
informe técnico.
6.15 Calcular Volumétricamente los Fluidos Originalmente en Sitio
La vez efectuada la delimitación de los yacimientos, se procede a estimar los
volúmenes de los hidrocarburos en sitio (Gas en MMMPCN y Petróleo en
MMBN). En este volumen sólo podrá ser extraído una parte, lo cual es conocido
44
como las reservas del yacimiento. Con el valor de las reservas se establece el
esquema de explotación y desarrollo del yacimiento, el perfil de inversiones y
producción y otros aspectos importantes relacionados como la construcción de
facilidades de manejo, transporte, procesamiento de los fluidos producidos y
evaluación de los programas exploratorios.
Todos los aspectos anteriores indican la importancia de efectuar cálculos
confiables del volumen de hidrocarburos en el yacimiento.
Los estimados volumétricos requieren de la disponibilidad de mapas y de la
evaluación de propiedades petrofísicas y de los fluidos. Existen varios métodos
de cálculo, todos ellos relacionados con el planímetro de mapas. En la etapa
inicial del estudio cuando solo los mapas estructurales están disponibles, se usa
el método de área versus profundidad para calcular el volumen total de roca
contentiva de hidrocarburos y luego con valores promedio de espesores,
porosidades y saturación puede ser calculado el volumen de hidrocarburos. A
medida que se van obteniendo mapas de calidad de yacimientos, los cálculos
son refinados en el sentido de que las variables (espesor, So) estén integradas
al área del yacimiento.
Adicionalmente, el valor de los hidrocarburos originalmente en sitio estimados
volumétricamente, debe ser validado con la aplicación de técnicas de balance
de materiales.
6.16 Análisis de Pozos Individuales en el contexto del Yacimiento
Este proceso consiste en la realización de una serie de análisis que permiten
explicar el comportamiento de los pozos y su impacto o interrelación con el
yacimiento y su comportamiento global.
45
Este análisis abarca la interpretación del comportamiento de los pozos para
definir los mecanismos de producción, posibilidad de división área! y vertical
del yacimiento, presencia de fallas, proceso de desplazamiento, variación de
propiedades de fluidos, roca y otros; los cuales son de vital importancia para el
conocimiento del yacimiento previo al análisis de balance de materiales.
Las herramientas y facilidades de mayor utilización en este tipo de análisis son:
los mapas de burbujas (comportamiento de producción e inyección, movimiento
de fluidos, existencia de fallas, etc.), gráficos de intervalos completados
contra producción y contra profundidad(movimiento de fluidos, fallas
mecánicas, etc.), gráficos de fluidos inyectados contra extraídos contra tiempo
(vs. producción acumulada),gráficos de presión contra tiempo (contra
producción acumulada),gráficos de profundidad contra área y otros que
permitan investigar en más detalle la influencia de las características del
yacimiento y del movimiento de sus fluidos en el comportamiento individual de
cada pozo del yacimiento.
Análisis Global del Yacimiento Mediante Balance de Materiales
El propósito fundamental de esta etapa es validar los volúmenes de fluidos
originalmente en sitio calculados volumétricamente, establecer la contribución al
recobro de los diferentes mecanismos de producción del yacimiento, y
caracterizar el acuífero en caso de ser activo. Para este fin se utilizan las
técnicas de Havlena y Odeh a través de paquetes de computadoras (MBAL).
Detalles del uso y aplicación de esta técnica se pueden ver en el capítulo
correspondiente. En caso que no sea posible verificar los cálculos volumétricos
de fluidos originalmente en sitio mediante balance de materiales, es necesario
revisar la delimitación de los yacimientos e involucrar para ello a los
representantes de geología de producción y petrofísica. 11.25 Establecer
Posibles Esquemas de Explotación Futura y realizar Predicciones con Técnicas
Convencionales Las técnicas convencionales se pueden ser usar para predecir
46
el comportamiento y para estimar recobros bajo diferentes esquemas de
explotación de un yacimiento.
Las técnicas analíticas de evaluación de yacimientos mediante balance de
materiales (Tracy-Tarner, Muskat, Pirson, etc.) se pueden usar para predecir el
comportamiento futuro de los yacimientos en función de sus análisis históricos.
Sin embargo los resultados obtenidos con estas herramientas deben ser
manejados por el ingeniero con suficiente cautela debido a las condiciones
supuestas del yacimiento en las cuales está basada la metodología, tales
como.- volumen poroso constante, temperatura constante, presión uniforme,
composición del
petróleo constante y equilibrio entre fases.
La predicción del comportamiento futuro de los yacimientos obtenidos con
algunas de estas técnicas depende en gran parte del criterio del ingeniero de
yacimientos, ya que una información necesaria de entrada son los volúmenes a
producir de petróleo, gas y agua que es en definitiva lo que interesa conocer del
proceso de predicción. Con la producción estimada y las características del
yacimiento evaluadas en base a su comportamiento histórico, se puede estimar
la vida útil del yacimiento (tiempo, recobro final, etc.) en función de:
Alcanzar la presión de abandono, para el caso de yacimientos volumétricos o
de bajo empuje hidráulico.
Barrido completo del petróleo por los fluidos inyectados o instruidos como en
caso de yacimientos con fuerte empuje hidráulico. En este caso la declinación
de presión si la hubiere, no es determinante en la recuperación.
En conclusión, la predicción con estas técnicas es un proceso que podría
describirse como de ensayo y error, en donde la producción futura de petróleo
(acelerada o no) depende de la mejor estimación de las tasas actuales de
producción.
47
Otros de los métodos que puede utilizar el ingeniero de yacimientos para
calcular el recobro de petróleo resultante de un desplazamiento por un fluido
inmiscible como agua o gas, son los del tipo Buckley-Leverett, para lo cual
también deberá hacer varias suposiciones básicas.
Una descripción más detallada de esta metodología se presenta en el tema
respectivo, en donde adicionalmente, se indican las facilidades de computación
(hardware y software) que se utilizan en la empresa para
la aplicación de estas técnicas.
6.17 Justificar el Uso de Simulación Numérica
El uso de las técnicas de simulación numérica de yacimientos, aunque en
principio de aplicación más compleja y costosa que la de técnicas
convencionales, permiten responder preguntas imposibles de satisfacer con
estas últimas. En particular, permiten determinar el efecto sobre el
comportamiento de yacimiento, y por ende sobre el recobro de petróleo,
de los siguientes aspectos: patrón y espaciamiento de pozos, posición de los
intervalos de completados en los diferentes pozos, conificación de agua y/o gas
como función de la tasa de producción, condiciones de levantamiento de los
pozos, inyección de flanco contra inyección en patrón y perforación ínter
espaciada.
El desarrollo alcanzado por las técnicas de simulación numérica, asociado a
los bajos costos de computación, han permitido la aplicación rutinaria
de las mismas, no solo para analizar los aspectos previamente indicados, sino
también como sustituto de las técnicas convencionales mediante la
simplificación de los modelos a cero dimensión (balance de materiales) o una
dimensión (técnicas tipo Buckley-Leverett). Por estas razones, el uso de las
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técnicas de simulación numérica deben considerarse como una fase obligatoria
en los estudios integrados de yacimientos, limitada únicamente por el propósito
del estudio que se realiza y la calidad y cantidad de información disponible
del yacimiento, hoy en día no se concibe, ni se justifica, la conceptualización del
desarrollo de un nuevo yacimiento, o el desarrollo adicional y el sometimiento a
recuperación adicional de un yacimiento en explotación; sin el soporte de un
estudio de simulación numérica. De allí que el resto de las etapas que siguen,
sean de aplicación común en la realización de estudios integrados de
yacimientos.
Selección del Simulador a Utilizar
La selección del simulador a utilizar depende básicamente del comportamiento
PVT de los fluidos del yacimiento, de la naturaleza de la roca yacimiento
(fracturado o no), y de los procesos de recuperación adicional elegibles a ser
aplicados en el yacimiento bajo estudio. Los simuladores de petróleo negro, los
más sencillos y de uso más frecuente, consideran que la composición del
petróleo y el gas a condiciones de superficie, no cambian durante la vida
productiva del yacimiento.
Es decir, consideran inexistente la posible transferencia de masa entre el
petróleo y el gas, tal como ocurre en caso de petróleo volátil o gas condensado.
Generalmente se utilizan para crudos de API menores de 40 grados donde los
efectos composicionales sean despreciables, para simular comportamiento
histórico y hacer predicciones bajo agotamiento primario, inyección de agua y/o
gas inmiscible con el petróleo. En caso de duda sobre la magnitud de los
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efectos composicionales, se deben hacer corridas para modelos sencillos con
simuladores composicionales y comparar resultados con los obtenidos con un
simulador de petróleo negro.
Los modelos composicionales se usan en aquellos casos donde las
suposiciones de petróleo negro no son válidas. Se aplican en estudios de
yacimientos para estimar: (1) pérdida de recobro causado por la condensación
de líquidos durante el agotamiento en yacimientos de condensados y la
reducción de esta pérdida mediante mantenimiento de presión total o parcial
con inyección de gas y (2) efectos de niveles de presión, inyección de gas
de diferente composición al del yacimiento, de inyección de gases inertes
(C02, N2, etc.), etc.
Los modelos térmicos se aplican para simular el comportamiento de
yacimientos sometidos a procesos de combustión in-situ, inyección cíclica o
continua de vapor. En inyección de vapor, las preguntas están dirigidas a
relacionar los efectos de la calidad del vapor y la tasa de inyección, presiones
de operación y la inyección de gas conjuntamente con el vapor. Eh inyección
continua surge la pregunta del patrón de pozos y espaciado.
Como se puede ver, la simulación de yacimientos conjuga todas las técnicas de
evaluación de yacimientos, lo que también facilita la labor del
ingeniero .Mientras el Ingeniero de Yacimientos está en la etapa de seleccionar
el simulador más adecuado para el estudio a realizar, el Geólogo de Producción
y el Petrofísico se dedican a describir el modelo geológico en el mayor detalle
posible que la información disponible lo permita para luego en conjunto, los
representantes de las tres disciplinas ,establecer el modelo geométrico más
apropiado al objetivo del estudio que se realiza y construir la malla de
simulación a utilizar.
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6.18 Realizar Predicciones bajo Diferentes Esquemas de Explotación
Futura
Una vez logrado un cotejo histórico satisfactorio, se dispone de un modelo que
permite predecir el comportamiento futuro del yacimiento con cierto grado de
confianza. Para esto se deben visualizar y simularlos esquemas posibles de
explotación futura del yacimiento, a fin de establecer y cuantificar en términos
de producción adicional y recursos necesarios para su implantación, las
diferentes opciones técnicas factibles de llevar a la práctica en el yacimiento
bajo estudio.
La evaluación económica de estas opciones técnicas, permitirá seleccionar el
esquema de explotación futura más conveniente a los intereses de la empresa.
Esquemas tales como agotamiento natural con o sin desarrollo adicional, pozos
interespaciados, inyección de agua y/o gas, de flanco o patrón, procesos
miscibles, polímeros, etc.; son algunos de los esquemas posibles en
yacimientos con historia de producción. En caso de estudios conceptuales para
establecer el esquema de desarrollo de un yacimiento nuevo, se deben incluir
también sensibilidades al espaciamiento entre pozos, secuencia de perforación,
esquemas de terminación, métodos de levantamiento, etc.
6.19 Realizar Evaluación Económica y Seleccionar Mejor Esquema de
Explotación Futura
Una vez finalizado un estudio de yacimientos convencional o con
simulación, el ingeniero dispone de las opciones de explotación del mismo con
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sus respectivas sensibilidades, las cuales deben ser evaluadas
económicamente. Para esto, el ingeniero de yacimientos en conjunto con
personal de Planificación de Proyectos primero, debe conceptualizar y costear
la infraestructura de explotación requerida para las diferentes opciones, y luego
con el personal de Evaluación y Planificación, realizar la conceptualización de la
evaluación económica para definir el objetivo y tipo de la misma, así como los
datos técnicos necesarios.
La unidad de evaluaciones económicas debe verificar toda la información
necesaria como: costos de producción, perforación, reparación, líneas,
inyección de agua, vapor o gas; precios de crudo, gas y productos, inversiones
e infraestructura; política fiscal (impuesto sobre la renta, depreciación,
incentivos fiscales), campaña de perforación, reparación, perfil de producción
de crudo, gas y condensado y manejo de crudo, gas y LGN.
Con toda la información anterior, el departamento de Evaluaciones corre las
evaluaciones y determina los indicadores económicos para cada una, tales
como: valor presente neto (V.P.N.), tasa interna de retorno (T.I.R.), eficiencia de
la inversión (E.l.) y tiempo de pago (T.P.). Para las opciones rentables se
realizan las respectivas sensibilidades, a fin de determinar las fortalezas y
debilidades de cada una de ellas, los resultados finales deben ser analizados
entre el ingeniero del proyecto y el evaluador, y de allí seleccionar la opción
más conveniente a los intereses de la Empresa. 11.30. Documentar Resultados
del Estudio La expresión "Ningún trabajo es completo, si no se ha realizado el
documento respectivo", es especialmente válida en estudios integrados de
yacimientos. El estar ubicada como última etapa del proceso no significa que se
debe llegar al final del estudio para comenzar su documentación, la realidad es
que la misma se debe iniciar desde el mismo momento en que se definen los
objetivos y alcance del mismo, los cuales asociados a parte de la
información pertinente al área/yacimiento objeto del estudio, constituye la
introducción del informe respectivo. De allí en adelante, cada etapa del proceso
debe ser documentada en la medida en que se va realizando y constituyen el
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cuerpo central del informe en cuestión. Al final del estudio solo debe quedar
por hacer el denominado "Resumen Ejecutivo" y las presentaciones
requeridas para la "venta" de los resultados del estudio, a fin de lograr la
implantación de los mismos.
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RESULTADOS OBTENIDOS
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CONCLUSIONES
El lograr tener un mayor entendimiento y conocimiento del comportamiento del
yacimiento ayuda, a su apropiada extracción
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FUENTES DE CONSULTA
WEC México Schlumberger (2010). Coordinado por Jesús Mendoza Ruiz y gerencia Schlumberger Oilfield Services Mexico y Centroamerica.
Ingeniera de Yacimientos ESP OIL (2006). MsC. Eduardo Ríos, Universidad de Zulia, Maracaibo, Venezuela.
Ingeniería Básica de Yacimientos (2002) Ing. José Ramón Rodríguez, Cuidad de México.
Naturally Fractured Reservoirs (1995) Penn Well Books,
Mecánica de Yacimientos (1989) Garaycochea , Cuidad de México.
Fundamentals of Reservoir Engineering (1978), Dake L. , Houston, TX
Apuntes de clases de Ingeniería de Yacimientos (2011) Ing. Sergio Hernández Avilés. Paraíso, México.
Basic Well Log Analysis for Geologist, The American Association of Petroleum Geologist (1985).
Reservoir Studies FMC , FMC Technologies (2008).
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ANEXOS
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ANEXO A: DIAGRAMA DE UN SISTEMA EMBEBIDO
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