POES Y GOES:

Los Recursos de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural, líquidos del gas natural y sustancias asociadas, Identificados o Por Descubrir, que se estima pueden existir en el subsuelo. Los Recursos por Descubrir se clasifican en Hipotéticos y Especulativos y los Recursos Identificados se denominan RESERVAS DE HIDROCARBUROS, las cuales se clasifican en RESERVAS PROBADAS, RESERVAS PROBABLES Y RESERVAS POSIBLES y se diferencian fundamentalmente en la certidumbre de ocurrencia aportada por la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales específicas. La información requerida por el Ministerio de Energía y Petróleo sobre estas Reservas será presentada a nivel de área, jurisdicción, campo y yacimiento. Las empresas operadoras deberán tomar todas las precauciones para que esta información sea manejada en forma estrictamente confidencial. Los Recursos por Descubrir son parte del entorno de la actividad exploratoria. Estos recursos, que se describen en el presente Manual con propósitos de referencia, son volúmenes estimados, asociados o no a acumulaciones conocidas, cuya existencia se presume basado en la información de geología de superficie, sensores remotos, gravimetría, sísmica y otros.

DEFINICIONES Y CLASIFICACIONES DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Las Reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS.

Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según se muestra en la Tabla No. 1.

I. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO A LA CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA.

1. RESERVAS PROBADAS

Las Reservas Probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. El término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas.

En este contexto son reservas probadas, los casos que se enumeran y describen a continuación:

Caso 1: Los volúmenes producibles de yacimientos con producción comercial, o donde se hayan realizado con éxito pruebas de producción o de formación (Fig. 1).

Caso 2 Los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitado por la información estructural, estratigráfica, de contactos de fluidos de los pozos perforados en ellas o por límites arbitrarios razonables (Fig. 2).

Caso 3 Los volúmenes producibles de las áreas aún no perforadas, situadas entre yacimientos conocidos, en donde las condiciones geológicas y de ingeniería indiquen continuidad (Fig. 3).

Caso 4: Los volúmenes adicionales producibles de yacimientos sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos, etc.

Caso 5: Los volúmenes adicionales provenientes de proyectos de recuperación suplementaria comprobados, cuando se cumplan las siguientes condiciones (Fig.

4).

a. El estudio de geología e ingeniería que sustenta el proyecto está basado en un proyecto piloto exitoso en ese yacimiento, o en una respuesta favorable a un proyecto de recuperación adicional de un yacimiento análogo en las áreas cercanas, con características de rocas, de fluidos y mecanismos de empuje similares. La similitud de estas características debe estar respaldada por estudios de geología e ingeniería

b. Es razonablemente cierto que el proyecto se llevará a cabo.

Caso 6: En ciertas ocasiones, que serán establecidas por el Ministerio de Energía y Petróleo, se considerarán como Reservas Probadas los volúmenes producibles de pozos cuyos análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenecen a un yacimiento

análogo a dos o más que están produciendo en el mismo horizonte, o que han demostrado su capacidad productora.

II. SEGÚN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN, LAS RESERVAS PROBADAS SE CLASIFICAN EN:

A. RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS:

Las Reservas Probadas Desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento 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 (Fig. 5).

B. RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS

Las 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 de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento (Fig. 5). Las empresas deben mantener actualizada la información sobre la proporción entre las Reservas Probadas No Desarrolladas y Las Reservas Probadas Desarrolladas y además deben realizar un esfuerzo significativo en desarrollar estas últimas.

2. RESERVAS PROBABLES

Las Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar. Estas reservas pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas.

En Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas, para indicar los casos que califican como Reservas Probables, para identificar de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia:

Serie 100: Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos en cuyos pozos no se han efectuado pruebas de producción, pero las características de sus perfiles indican con razonable certeza la probabilidad de su existencia. Se identifican como Reservas detrás de la tubería (Fig. 6).

Serie 200 Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable, más allá del área probada de yacimientos productores, en donde no se ha determinado el contacto agua-petróleo y en donde el límite probado se ha establecido en función del pozo estructuralmente más bajo (Fig. 7)

Serie 300 Los volúmenes que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de estos por fallas sellantes, siempre que en dichas áreas haya razonable certeza de tener condiciones geológicas favorables para la acumulación (Fig. 8).

Serie 400 Los volúmenes estimados en estudios realizados de geología y de ingeniería o en estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con menor certeza que en el caso de las reservas probadas, podrían recuperarse de yacimientos probados, si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperación suplementaria.

3. RESERVAS POSIBLES

Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes. Estas reservas podrían ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. En Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas, para indicar los casos que califican como Reservas Posibles, para identificarlas de acuerdo al riesgo y probabilidad de existencia:

Serie 600 Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o de formación que no pueden ser producidos debido a las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones económicas futuras razonablemente ciertas.

Serie 700 Los volúmenes que podrían existir en formaciones cuyos perfiles de pozos o núcleos de formación tienen características que presentan un alto grado de incertidumbre (Fig. 9).

Serie 800 Los volúmenes que podrían existir en áreas donde la interpretación de la información geofísica y geológica indica la existencia de una estructura mayor que la incluida dentro de los límites de reservas probadas y probables y la perforación de pozos adicionales fuera del área probada o probable ofrece menor certeza de resultados positivos (Fig. 10).

Serie 900 Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, donde existe una duda razonable sobre si ese segmento contiene volúmenes recuperables (Fig. 11).

Serie 1000 Los volúmenes adicionales en yacimientos cuyas características geológicas y de fluidos indican posibilidad de éxito si son sometidos a métodos de recuperación suplementaria.

III. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE ACUERDO AL MÉTODO DE RECUPERACIÓN.

1. RESERVAS PRIMARIAS

Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

2. RESERVAS SUPLEMENTARIAS

Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.

RECURSOS POR DESCUBRIR

Recursos por Descubrir son las cantidades de hidrocarburos que, en una fecha determinada, se estiman podrían existir en acumulaciones y yacimientos aun no descubiertos, pero que se presume su existencia sobre la base de la información de geología de superficie, sensores remotos, gravimetría, sísmica y/u otros métodos. La evaluación de recursos exploratorios comprende la estimación probabilística de volúmenes no descubiertos de petróleo y gas, considerando las incertidumbres asociadas a un mínimo conocimiento de las variables envueltas o de los procesos geológicos que determinan la presencia o no de hidrocarburos en un área. La evaluación de recursos está vinculada al objetivo de estimar el valor de las oportunidades exploratorias, con el fin de establecer una serie de decisiones orientadas a optimizar el proceso de la búsqueda de hidrocarburos. Las oportunidades exploratorias tienen el "riesgo exploratorio" asociado, que es la probabilidad de no tener hidrocarburos o de que encontrándose éstos, no tengan el valor económico mínimo esperado. En el conjunto de técnicas a aplicar en la determinación de los riesgos geológicos se deben considerar dos tipos de incertidumbres: la proveniente del desconocimiento de los procesos geológicos que determinan la existencia de una acumulación de hidrocarburos en el subsuelo y la proveniente del desconocimiento

del valor de las variables geológicas, geoquímica, petrofísicas y de ingeniería en el entorno de una oportunidad exploratoria, necesarias para la cuantificación de los recursos por oportunidad. Las incertidumbres deben cuantificarse mediante múltiples escenarios, que usualmente se estiman con simulaciones probabilísticas de Monte Carlo. Los posibles escenarios volumétricos que pueden existir en una oportunidad exploratoria, incluyendo el caso de la no existencia de hidrocarburos, se representan en forma de un histograma de rangos de volúmenes o en forma de una curva acumulada de volúmenes vs. Probabilidades. El promedio de todos los casos simulados en la estimación de recursos se conoce como Expectativa. En la documentación del resultado de las evaluaciones también se menciona la probabilidad de existencia de petróleo o gas (POS-Probability of Success), el promedio de todos los casos simulados excluyendo aquellos donde no se obtiene hidrocarburo o que no tengan el valor económico mínimo esperado (MSV-Mean Success Value) y el promedio de los escenarios Bajo, Medio y Alto de los volúmenes estimados en la simulación. La expectativa está asociada tanto a los volúmenes de petróleo como del gas asociado, y en el caso de la existencia de gas libre en el yacimiento, también se documenta la expectativa del posible condensado y del gas libre. Todos los volúmenes se refieren a condiciones de presión y temperatura estándar. El compendio de estas expectativas es de naturaleza confidencial y deberá someterse a la consideración del Ministerio de Energía y Petróleo separado de las Reservas, cada vez que éste o la empresa lo consideren necesario.

MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS

Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos. El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando a la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.

MÉTODOS DETERMINÍSTICOS

Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico.

A. MÉTODO VOLUMÉTRICO

Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las

propiedades de la roca y de los fluidos. El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y Petróleo como Método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método.

1. PETRÓLEO Y GAS ASOCIADO

Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES):

El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:

POES = 7.758 x A x e x ∅ x Soi x 1/Bo.

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

Cálculo del Gas en Solución Original En Sitio (GOES):

El Gas en Solución Original En Sitio se obtiene en función de la Relación Gas

Petróleo Origina (Rsi):

GOES = POES x Rsi

Cálculo del Gas Original en Sitio de la Capa de Gas (GOES):

El Gas Original En Sitio de la Capa de Gas se obtiene mediante la siguiente relación:

GOES = 43.560 x V x ∅ x Sgi x 1/Bgi

2. GAS NO ASOCIADO

El Gas No Asociado Originalmente En Sitio se obtiene mediante la relación

GOES = 43.560 x V x ∅ x Sgi x 1/Bgi

Para el cálculo del Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición, gravedad específica, etc).

3. CONDENSADO

Cálculo del Gas Condensado Original En Sitio (GCOES): La cantidad de Gas Condensado Original En Sitio (a condiciones estándar) se calcula mediante la siguiente relación:

GCOES = 43.560 x A x e x ∅ X Sgci x 1/Bgci

Cálculo del Gas Seco Original en Sitio (GSOES):

El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado, se calcula mediante la siguiente ecuación:

GSOES = GCOES x Fg

Cálculo de los líquidos del Gas Condensado Original En Sitio (COES):

COES = GCOES x (1 – Fg) x 1/Rgci

Donde:

GOES: Gas Original en Sitio, PCN

A: Área del yacimiento, acres

h: Espesor, pies

: Porosidad, fracción

Swi: Saturación inicial de agua, fracción

Bgi: Factor Volumétrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN

Pi: Presión inicial, lpca

Tf: Temperatura de la formación (yacimiento), 0R

Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf