SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS

SEGUIMIENTO SISTEMATICO DE YACIMIENTOS

La gerencia integrada del yacimiento provee las herramientas necesarias para realizar un

seguimiento y control efectivo de los yacimientos desde el inicio mismo de su

descubrimiento y en todas las etapas de su vida productiva, usando la información, datos,

hechos, estadísticas y conocimientos disponibles para obtener la recuperación económica

máxima de los hidrocarburos.

Un plan de explotación real y sustentable, debe estar basado en el mejor conocimiento del

yacimiento.

RESPONSABLES

Personal Gerencial y Técnico supervisorío perteneciente a los departamentos responsables

de la explotación y producción de hidrocarburos que tener los elementos necesarios para el

seguimiento y control de yacimientos.

Personal Técnico como geólogos, ingenieros de petróleo y profesionales a quienes se les

encomienda seguimiento de yacimientos.

Objetivo general

Recolección y análisis de los datos de la roca, de los fluidos, del comportamiento de la

producción, de la presión y las reservas del yacimiento, como elementos esenciales para

realizar un estudio que pueda llevar a establecer un plan óptimo de explotación.

Objetivos específicos

Efectivo seguimiento y control del yacimiento mediante el levantamiento de información

para la construcción del mismo, herramientas y manejo de estadísticas.

Manejo de la vida del yacimiento hasta su etapa de declinación en su producción.

Realizar énfasis en los principios de la gerencia integral de yacimientos, tanto por

agotamiento primario del yacimiento como a proyectos sometidos de inyección para

maximizar el recobro económico del petróleo y el gas.

DESARROLLO DE SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS

Se realiza a través de la recolección de Información de:

Datos de Evaluación de Formación

Datos de Fluidos de Yacimiento y Producción

Datos de Facilidades de Superficie

Construcción del Modelo de Yacimiento

Adquisición De Datos De Ingeniería De Yacimientos

Uno de los mayores problemas de la ingeniería de yacimientos es la obtención de datos

confiables, y precisos para trabajar. Muchos datos requieren una planificación previa a su

adquisición y otros datos deben ser obtenidos durante la completación de los pozos o

durante la etapa inicial de producción, aunque la obtención de la mayoría de los datos es

relativamente costosa, su valor económico es difícil de justificarlo o explicarlo

inicialmente. No obstante, más tarde en la vida del yacimiento, cuando esos datos son

necesitados para predecir el comportamiento del yacimiento en forma precisa o para

determinar o proponer económicamente un nuevo esquema de explotación, o de

recuperación mejorada, el valor económico debe ser claro, y los costos del dato se convierte

en inconsistente. Entonces es demasiado tarde para determinar alguno de los datos más

importantes con precisión.

Esta es una responsabilidad del gerente de producción, mantener los costos lo más bajo

posible. El tiene un grupo de ingenieros que son pagados para guiarlo, de tal forma de no

cometer errores tanto desde el punte de vista de ingeniería como económico. Como se

indico muchos de los datos del yacimiento, deben ser obtenidos durante la perforación de

los pozos, o durante las pruebas iniciales de producción. No obstante hay que considerar la

posición del gerente de producción. El ha pasado anos y literalmente ha gastado millones

de dólares de la empresa en exploración, perforación y completación de pozos

exploratorios. Ahora el esta en una posición para iniciar la colocación de los barriles de

petróleo en el tanque, algunos de los ingenieros quieren producir el pozo a una tasa muy

baja aunque le sugieran cerrar el pozo por un periodo extendido para obtener datos del

yacimiento que podrían tener algún valor vago económicamente dentro de 5 a 10 anos.

Obviamente, el gerente a menudo ira sobre la prueba del ingeniero de yacimiento.

La situación del gerente es fácilmente entendible, pero seria muy difícil la posición del

ingeniero como responsable del dato, y no será tan fácil de explicar dentro de 5 a 10 años

mas tarde, cuando se pone en claro que no se insistió en una prueba apropiada.

Se debe poner los mejores esfuerzos para explicar, y justificar la ausencia de esos datos que

puede significar mas tarde cuando no se pueda modelar el yacimiento, para explicar de

donde proviene el exceso de agua o gas, o cuando concluir mostrando que un proyecto de

inyección de agua trabajara o cuando no se puede evaluar la aplicabilidad de algún proceso

para mejorar el recobro a un yacimiento en particular.

Al momento de perforar y completar un pozo, los ingenieros deben estar con el mejor

argumento y con carácter persuasivo (con táctica) para influenciar al gerente de producción.

Un argumento es mostrarle la posible ganancia financiera: “Si esos datos hacen posible la

justificación de recobrar un décimo de 1% del petróleo adicional, la empresa engrosaría X

dólares adicional”. Esa técnica usualmente impresiona. Si la prueba no se hace, el ingeniero

deberá escribir una carta para el archivo de pozo, con copia para el gerente, explicando sus

ideas. Más tarde cuando se pregunte por la información (datos), ¿por qué no fue obtenida?,

los ingenieros pueden ir a los archivos, y cerciorarse que las pruebas fueron requeridas a su

debido tiempo.

Planificación De La Obtención De Datos Requeridos Previo A La Perforación.

Datos de Log, de núcleo y quizás de drillstem – test (DST), pueden ser obtenidos solamente

si se planifica su adquisición previamente a la perforación de los pozos. Todos esos datos

pueden ser de extrema importancia en el estudio de un yacimiento.

Los programas de registro de pozos (Logging), deben ser diseñados cuidadosamente con la

cooperación del ingeniero de registro de la empresa, el geólogo y un representante de la

compañía de servicio de registro. Los ingenieros deben planificar la determinación del

espesor neto de la arena, la porosidad y la saturación mediante los registros de los pozos.

Un diseño apropiado de los registros para este propósito naturalmente debe ser considerado

el tipo en articular de la roca del yacimiento, área geográfica, anticipadamente los fluidos

del yacimiento y el método de perforación que debe emplearse. La mayoría de los

ingenieros de yacimientos no tienen el conocimiento detallado del método de registros

necesariamente tan interesados en la porosidad y necesario para desarrollar tal diseño por

su propio criterio, de tal forma que pone en uso toda la ayuda que este a su disposición.

Una palabra de precaución probablemente vale la pena. Los geólogos no están en los datos

de saturación como los ingenieros de yacimiento – El interés principal de los geólogos es

en la litología indicada. Consecuentemente se debe ser muy cuidadoso con las compañías

de registro que tienen capacidad cuantitativa. En general, es peligroso tratar de ahorrar

dinero en los registros cuando se necesitan datos de registro cuantitativo. Obtener registros

de precisión e interpretación de precisión es difícil bajo condiciones, de tal forma de

sentirse in complacido en recortar la tasa de los servicios de registro.

La necesidad de los datos de núcleo es mas a menudo sentido cuando se hace un estudio de

recobro mejorado de petróleo mas tarde en la vida del yacimiento. Cuando un núcleo es

disponible en los almacenes, los datos de laboratorio pueden ser aplicables a un yacimiento

en particular y pueden ser a menudo obtenidos usando un método de restauración en el

laboratorio. De otra manera los análisis deben ser basados bajo datos empíricos y analogías

con una cantidad correspondiente de incertidumbre. A tal tiempo, los núcleos y datos de

núcleo pueden ser invaluables.

El trabajo rutinario de yacimiento requiere de un conocimiento de la permeabilidad

absoluta, variación estadística de la permeabilidad y posición original de los contactos

Agua – Petróleo y Gas – Petróleo. Los datos de permeabilidad son disponibles solamente

de las análisis de núcleo, y los contactos originales Agua – Petróleo y Gas – Petróleo son

generalmente mejor evaluados de un estudio de saturación de núcleo. Adicionalmente los

valores de porosidad obtenidos de los registros son comparados con los datos del núcleo, y

los datos del núcleo a menudo indican claramente deficiencia en los programas de registro.

Los datos de saturación de los núcleos convencional son inusuales relativamente, en

términos de los valores absolutos obtenidos. Los datos de los núcleos no hacen

cuantitativamente necesario los datos de los registros obtenidos en cada pozo y una muestra

del registro resulta mayor que la del yacimiento (El problema de cuan desarrollado es el

núcleo del pozo para obtener una buena descripción del yacimiento va mas allá de los

alcances de este libro. El punto más importante es la necesidad de establecer un programa

de toma de núcleo.).

La prueba DST debe ser incluida en la programación de perforación. El punto que necesita

ser hecho es que un DST debe ser corrido de una manera cuantitativa que permita

determinar tantos datos del yacimiento como sea posible. Un DST provee la oportunidad

para obtener algunos datos del yacimiento temprano en la vida de los pozos. No obstante es

sorprendente el numero de DST que son corridos en tal manera esos datos pueden ser

obtenidos de la prueba de los datos, por ejemplo solamente los datos de producción son

mediados con suficiente posición para ser usados. Consecuentemente la primera

responsabilidad del ingeniero sobre un DST es hacer claro de la compañía de servicios que

los datos de presión son deseados con suficiente precisión para los análisis cuantitativos.

También debe asegurarse que el DST es diseñado de tal forma que tal esfuerzo es hecho

para estadísticas de la presión inicial del yacimiento directamente. Abreviando, esto

requiere un periodo de flujo inicial suficientemente largo para aliviar la presión del

yacimiento alrededor del pozo de la superpresión causada por la presión estática del lodo de

perforación y no un periodo corto para evitar tener con el uso de un grafico de Horner

determinar la presión del yacimiento. Una lectura en la superficie de la presión de fondo de

pozo y la capacidad de flujo multitasa de la mayoría de los equipos de DST minimizan el

problema asociado con la medición directa de la presión del pozo. Estos equipos permiten

comenzar con un periodo de flujo muy corto, quizás 5 minutos, se observa la restauración

de la presión, se corre otro periodo de flujo corto, se observa la presión y se continua este

procedimiento hasta estar satisfecho de tener la presión inicial del yacimiento observada.

Cuando se corre con suficiente precisión y cuidado, la restauración de presión del DST

permite determinar la permeabilidad efectiva sin daños de formación al igual que mide el

daño en la formación, ejemplo, el factor de relación de daño. Si el plan de completación de

los pozos incluye tratamiento masivo de los pozos tales como:

fracturamiento hidráulico masivo, una prueba corrida antes del tratamiento puede ser la

única oportunidad de determinar la permeabilidad de la formación.

Si en el registro de pozo u otro formación indican la presencia de un contacto Agua–

Petróleo o Gas – Petróleo en el yacimiento produciendo, se debe tener cuidado para

determinar la posición de tales contactos la mayor precisión posible antes de iniciar la

producción. Se deben tomar muestras de pared para verificar si los contactos pueden ser

definidos con precisión. Si los resultados son re-cuestionables, muestra de los fluidos de

pared pueden ser empleados para definir los contactos. Se debe recordar que cuando la

producción es inicial, puede producirse conificación y en algunos casos la habilidad para

definir los contactos por los pozos pueden ser perdidos para siempre.

Datos Del Yacimiento Obtenibles Temprano En La Vida De Los Pozos

La permeabilidad sin daño, la medición de daño en los pozos, la relación gas-petróleo

inicial, presión inicial del yacimiento, la distancia de las barreras más cercanas, y la

discrepancia del área de drenaje, pueden ser determinados mas precisos durante el periodo

inicial de flujo o el periodo de restauración de la presión de los pozos. También una

muestra de fluidos para el análisis de laboratorio del factor volumétrico del petróleo, y el

factor volumétrico del gas (datos PVT) pueden ser obtenidos temprano después de hacer las

pruebas de flujo.

Las pruebas iniciales de flujo representan uno de los mejores sino la fuente mas vista de

datos del yacimiento. La prueba de flujo inicial es tomada en el tiempo que las condiciones

del yacimiento es mejor conocida. Después que un pozo ha producido por un periodo de

tiempo, la saturación del gas, la presión del yacimiento y la viscosidad de los fluidos

pueden ser cuestionables. No obstante durante el periodo inicial de flujo todos esos valores

pueden ser precisos y acertados. También, el pozo esta actuando infinito en ese tiempo, el

cual puede ser cuestionable mas tarde en la vida del pozo. Todas esas cosas hacen posible

la evaluación de prueba de caída o restauración precisa para obtener la permeabilidad sin

daño, una medida de daño, y algunas descripciones del área de drenaje. Se debe tomar

cuidado en la medición de la relación gas-petróleo inicial con precisión. Esta representa

generalmente la medida mas precisa del gas original en solución.

Una prueba inicial de flujo no siempre es fácil de obtener. Puede ser que haya una cantidad

de presión por el gerente para poner el pozo en su pico producción, y cualquier demora tal

como una prueba de flujo controlada pude ser obviada. Adicionalmente a esa política de

dificultades, hay generalmente pruebas difíciles de tomar. La mayor problemática es

durante la sección de perforación de los pozos del yacimiento, partículas de lodo, y ripios

son forzados dentro del yacimiento, los cuales dañan la permeabilidad alrededor del pozo.

Ese daño no causaría dificultades de las pruebas, excepto que los cortes no son estables

inicialmente y continúan moviéndose fuera de la formación durante el periodo de flujo

inicial. Esto significa que el

inicial. Esto significa que el Δpskin- la caída adicional de presión causada por el daño

alrededor del pozo – esta siendo reducido continuamente durante el periodo de flujo inicial.

Un análisis de los datos de presión bajo esas condiciones es imposible. Con el pozo

fluyendo a una tasa constante, la presión de fondo del pozo puede estar incrementándose en

lugar de decrecer como seria si Δpskin fuese constante. Entonces es necesario continuar

produciendo el pozo y observando la presión de fondo hasta que la p敲楳滳猠resión se estabilice o este declinando. Entonces si una prueba de declinación de presión a

tasa constante es deseada, el pozo deberá ser cerrado hasta que la presión se aproxime a la

presión inicial y la

prueba pueda ser iniciada.

Una vez que la presión del yacimiento haya declinado hasta un valor menor que el de la

presión de saturación, es muy difícil obtener muestra representativa de los hidrocarburos

originales del yacimiento. Esto es causado por la dificultad de obtener muestra con la

relación gas-petróleo correcto. Equipo toma muestra de fondo y la técnica de muestreo

están disponibles para intentar obtener muestras representativas bajo esas condiciones, pero

la verdad permanente es que muy difícil de hacer.

No obstante, una muestra de petróleo puede ser tomada con el toma muestra de fondo

mientras el pozo este fluyendo a una presión de fondo mayor que la presión del punto de

burbujeo con poca o no dificultad. Así es muy importante para el ingeniero estar seguro que

una muestra para un PVT fue obtenida en el yacimiento tan pronto después que la

producción del yacimiento comenzó. Aquí otra vez, habrá probabilidad de ser reluctante en

la parte del gerente para aprobar cerrar el pozo o restringir la producción para obtener la

presión de fondo fluyente lo mas alto posible. No obstante esta técnica es requerida para

obtener la muestra para PVT.

Obtención de Datos Rutinarios de Yacimientos.

Estudios de yacimiento con sentido debe ser completo de tal forma que el recobro de

petróleo final, el recobro del gas y la tasa de producción puedan ser maximizadas. Tal

estudio esta basado en balance de materiales, el cual requiere del promedio de la presión y

las correspondientes producciones acumuladas de petróleo, gas y agua, por pozos y los

yacimientos.

Probablemente el único grupo de esos datos que es apto a ser correctos sin ningún esfuerzo

en la parte de ingeniería, es la producción total de petróleo. Debido a que el petróleo

siempre es vendido, y una medida precisa de la cantidad de petróleo producido es obtenida.

Cuando el gas es vendido, el gas total producido también es conocido con precisión. No

obstante, en la plataforma mundial la mayoría del gas producido como resultado del

petróleo producido, es quemado a la atmósfera –quemados en mecheros. El ingeniero

también debe tomar cuidado en tomar en cuenta cuando el gas es vendido, debido a que el

gas vendido a menudo es iniciado durante algún tiempo de la vida del yacimiento cuando la

demanda para el gas natural alcanza un punto que hace la venta del gas rentable y

económico.

Previamente al tiempo cuando la venta del gas es iniciada, el ingeniero deberá ver las

estadísticas del gas producido con considerable escepticismo. Estas medidas raramente son

llevadas con cuidado y asentadas sin haber sido verdadera medidos. Por ejemplo. En las

plataformas costa afuera donde se maneja la producción de varios pozos, para los

yacimientos con desplazamiento por gas en solución, la misma figura de la relación gas

petróleo fueron reportadas por varios meses. Obviamente la producción del gas durante ese

periodo no ha sido medida, aunque el gas total producido fue muy difícil de asentar.

Una figura de producción que generalmente es conocido aun con menos precisión que el

gas quemado, es el agua producida. No obstante, el agua producida es justamente tan

importante en el cálculo de balance de materiales como la producción del petróleo y el gas.

Naturalmente, nunca hay un valor económico para el agua producida sin el petróleo.

Consecuentemente, el bombeo – el personal general responsable por mantener un asiento

de producción,- se preocupa muy poco a cerca del numero asentado del agua producida.

Generalmente, la mitad del esfuerzo es hecho para medir el agua producida, y no es usual

encontrad la producción diaria de agua reportada exactamente el mismo ano después del

ano. Aquí otra vez, el uso medidor de desplazamiento-positivo en el tanque que se drena

periódicamente es recomendado, y el ingeniero debe estar continuamente preocupado a

cerca de la precisión de la medición del agua producida reportada.

Aunque la producción total de petróleo, agua y gas reportada para un campo sea precisa, el

ingeniero debe preocuparse por la manera como la producción fue alocada a los pozos

individuales en el campo. La distribución de producción a los diferentes pozos, deben ser

basados en las pruebas de producción que son tomadas periódicamente (quizás mensual o

semanal) cuidadosamente para cada pozo.

Una visión que el ingeniero de yacimiento malamente trata, es de juzgar mas tarde la

permeabilidad y la variación de la porosidad cotejando la distribución de la presión con la

producción reportada para cuatro pozos, cuando realmente fue tomada para un pozo.

Si un yacimiento contiene un contacto inicial de agua-petróleo, uno de las mayores

incógnitas asociadas con el comportamiento del yacimiento es la cantidad de petróleo

dejada atrás del avance del contacto gas-petróleo o agua-petróleo. Quizás la mejor forma de

determinar esos valores con precisión es observando el avance de los contactos a medida

que el yacimiento es producido. En yacimientos muy permeables producidos con pequeñas

caídas de presión o caídas de presión total el avance puede ser observado por la relación

gas-petróleo producido o la relación agua-petróleo de los pozos individuales a medida que

el contacto alcanza los pozos producidos. No obstante, el resultado en el mayoría de los

yacimientos producidos en la formación de un cono de agua o gas la interpretación es muy

complicada y los datos de producción para obtener el avance del contacto.

En tales casos puede valer la pena y económicamente perforar un pozo equipado con el

propósito de observar el avance del contacto (pozo observador). Estos pozos nunca son

producidos mayormente ellos están equipados con el revestidor de plástico opuesto al

yacimiento. Entonces un registro especial (logging) puede ser usado, para determinar el

avance del contacto sin la influencia de la producción de los pozos productores. En la

superficie aparentemente estos pozos son extremadamente caros. No obstante cuando

millones de petróleo son puestos en el tanque, la inversión en una serie de pozos

observadores pueden mostrar ganancias considerables.

Guías para la adquisición de datos de la ingeniería de yacimiento.

La importancia de tener datos de yacimiento al tiempo apropiado en la vida del yacimiento,

pueden ser sobré enfatizadas, el ingeniero solo tiene una oportunidad para obtener datos,

como núcleos, registros de pozos (logging), y la presión inicial para un yacimiento en

particular. También sin una planificación apropiada nunca conocerá la cantidad de petróleo

gas y agua producida de los pozos individuales del yacimiento, o la presión correspondiente

del yacimiento. Sin datos precisos del yacimiento, el ingeniero de yacimiento puede hacer

solo especulaciones.

Listas de datos que el ingeniero debe considerar:

Planificación durante el desarrollo.

a. Proveer para la producción individual para cada yacimiento el uso de completación

múltiple o dual de los pozos o planificar la depleción de un yacimiento a un tiempo dado y

el des-taponamiento.

b. El uso de la medición por desplazamiento positivo del petróleo, gas y agua en cada pozo,

para dar la mejor alocación posible de la producción para el yacimiento en cada pozo.

Durante la perforación.

a. Uso de un programa de registro de pozos capaz de determinar la porosidades y las

saturaciones.

b. Proveer de suficientes núcleos, para dar un buen análisis estadístico de la porosidad y de

la permeabilidad, almacenaje no son necesario para su análisis.

c. Cuando la prueba convencional (DST) es corrida, asegurarse que el procedimiento de la

prueba incluye un esfuerzo para obtener la presión inicial del yacimiento directamente.

También obtener los datos de presión con precisión para un análisis cuantitativo, por

ejemplo pedirle a la compañía de prueba un análisis cuantitativo de los datos de presión que

deberán ser hechos.

d. Cuando el programa de registro indica un contacto inicial de agua-petróleo o gas-

petróleo usar muestras de pared o muestra de fluidos para definir los contactos.

Durante el inicio de la producción

a. Medir la presión inicial del yacimiento, usando un dispositivote medición de presión de

fondo antes que el pozo sea puesto a producción.

b. Producir el pozo hasta alcanzar una tasa razonablemente constante o declinación. Cerrar

el pozo hasta que la presión de cierre se aproxime a la presión inicial del yacimiento.

Entonces proceder a pruebas de declinación de presión a tasa constante o prueba de

restauración.

c. Si es un pozo exploratorio exitoso, o si este es suspendido, entonces la producción para

un nuevo yacimiento tomar muestra de fluido de fondo para el análisis PVT, tan pronto sea

posible después de iniciar la prueba de flujo.

Durante la viada productiva.

a. Diseñar programa de pruebas que permitan alocación de la producción con precisión

cada pozo individual y el yacimiento.

b. Revisión periódica del bombeo y el equipo de medición para asegurar que la medida y la

alocación de producción para los pozos individuales y para el yacimiento sean precisos.

c. Diseñar programas de registros de presiones que provean periódicamente la

determinación de la presión promedio del yacimiento.

d. Considerar la perforación de pozos observadores usando revestimiento plásticos (no

productores) y métodos de registros apropiados (logging) para observar el avance de los

contactos agua-petróleo y gas-petróleo de los yacimientos.

CONSTRUCCION DE LOS MODELOS:

MODELO GEOLOGICO

Modelo Estructural:

Se toma como base el marco estructural definido principalmente mediante interpretación

sísmica y se introducen los 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. Dichos mapas (isópacos y estructurales) deben ser

elaborados por Unidad de Flujo y las secciones deben ser realizadas en todas las

direcciones y sentidos, esto garantiza un mayor detalle en la estructura del yacimiento.

Modelo Estratigráfico:

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 un modelo

estratigráfico.

Modelo Sedimentológico:

Permite la identificación de facies, ambientes y unidades sedimentarias, que integrada con

la información petrofísica y de yacimientos permitirá definir las unidades de flujo. También

son indispensables para la debida calibración de la litología y los fluidos contenidos en ella

mediante la correlación núcleo-perfil.

MODELO PETROFISICO

Un análisis petrofísico es de gran importancia , ya que suministra toda la información

relacionada con las propiedades de una formación (roca–fluido) Además permite

determinar la calidad del yacimiento y potencialidad para producir hidrocarburos. Para

efectuar una evaluación Petrofísica es necesario determinar las siguientes propiedades de la

roca:

*Porosidad

*Permeabilidad

*Espesor de arena neta (ANT)

*Espesor de arena petrolífera (ANP)

*Volumen de arcilla

*Saturación de los fluidos

MODELO DINÁMICO

Propiedades de los fluidos:

Deben determinarse la composición, tipo y propiedades PVT de los fluidos del

yacimiento. Para su obtención debe revisarse si se ha tomado una muestra de fluido. El

análisis permite obtener la presión de burbujeo, los factores volumétricos de los fluidos, la

solubilidad del gas, las densidades, compresibilidades, viscosidad de los fluidos en función

de la presión.

Estos resultados deben ser validados. En caso de no disponer de una muestra de fluido del

yacimiento, éstos pueden generarse por correlaciones a partir de la presión de burbujeo, la

relación gas disuelto en el petróleo inicial, la temperatura, y la gravedad específica del

petróleo y del gas.

COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS:

El comportamiento de los fluidos permite clasificar el yacimiento en:

Saturado

Subsaturado

Condensado Retrógrado

Gas (seco y|o húmedo)

Comportamiento de Presión-Producción:

Representación gráfica de Qo, Qw, Qg, RGP, %AyS vs tiempo, Np por pozo y por yac.

Validación de las pruebas de Presión:

Declinación de presión

Restauración de presión y Estática

Representación gráfica de Presión vs tiempo, Np por pozo y por yacimiento.

Representación de mapas de burbuja de producción acumulada de petróleo, agua y gas

De existir recuperación secundaria realizar mapas de avance del frente de inyección.

Mecanismos Naturales de Producción

Se estudia:

Yacimientos de Petróleo

Expansión de rocas y fluidos

Gas en solución

Capa de gas

Influjo de agua

Segregación gravitacional

Compactación

Mecanismos combinados

Yacimientos de Gas

Expansión o agotamiento

Influjo de agua

Mecanismos combinados

Cálculo de POES y Reservas:

Determinación del factor de recobro primario/secundario y reservas recuperables mediante:

* Correlaciones empíricas

* Curvas de declinación

Estimación del POES mediante:

* Método Volumétrico

* Balance de Materiales

Simulación Matemática

Se basa en principios de balance de materiales Toman en cuenta heterogeneidad del

yacimiento y dirección del flujo de los fluidos.

Toma en cuenta las localizaciones de pozos productores e inyectores y sus condiciones

operacionales.

Los pozos pueden operarse y cerrarse de acuerdo a condiciones especificadas.

Se pueden prefijar las tasas o las presiones de fondo o ambas.

Los cálculos se efectúan para las fases petróleo, gas y agua a intervalos discretos.