Reservas de hidrocarburo

Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleo
las cuales anticipadamente se consideran comercialmente
recuperables de una acumulación conocida en una fecha
determinada. Todas las estimaciones de reservas involucran un
grado de incertidumbre, la cual depende principalmente de la
cantidad de información de geología e ingeniería confiable y
disponible al tiempo de la interpretación de esos datos. El grado
relativo de incertidumbre conduce a clasificar básicamente las
reservas en:
 Reservas probadas.
 Reservas probables.
 Reservas posibles
30/04/2013 ESTIMACIÓN DE RESERVAS

Se considera reservas probadas al volumen de
hidrocarburos contenido en yacimientos, los
cuales, hayan sido constatados mediante
pruebas de producción y que, según la
información geológica y de ingeniería de
yacimiento disponible, puedan ser producidos
comercialmente.

Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos en
áreas donde la información geológica y de ingeniería indica,
desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor
de certeza comparado con el de las reservas probadas.
Las reservas posibles son aquellos volúmenes contenidos en
áreas donde la información geológica y de ingeniería indican un
grado menor de certeza comparado con el de las reservas
probables. También las que aparecen en registros y en análisis
de núcleos pero no pueden ser productivas a tasas comerciales.

Una vez identificado y mapeado el prospecto se dede tomar una
decisión de crucial: vale la pena perforar el prospecto?
Esta decisión depende de los siguientes aspectos:
• - Cual es el potencial de las reservas de crudo o gas?
• Cual es el riesgo del prospecto?
• -Cuál es el costo de perforar?
• -Costo de la infraestrutura requerida
• -Cuál es el mercado de los hidrocarburos?
• -Como serán transportados los HC al mercado?
Las compañias con frecuencia tienen que comparar prospectos
de diferentes cuencas de diferentes partes del mundo con el fin
de decidir como invertir el presupuesto de exploración.

• Los métodos para cuantificar reservas son:
a) Ecuación de balance de materia
b) Curvas de declinación
c) Simulación numérica y/o matemática de yacimientos
d) Método volumétrico

• Ecuación de Balance de Materia (EBM):
Donde,
• N = Petróleo original en el sitio, BS
• Np = Petróleo acumulado producido, BS
• Bo = Factor volumetrico del petróleo a la presión actual, BY/BS
• Rp = Relación gas petróleo acumulada, PCS/BS
• Rs = Relación gas en solución petróleo a la presión actual, PCS/BS
• Bg = Factor volumetrico del gas a la presión actual, BY/PCS
• We = Volumen de agua proveniente de un acuífero, que ha entrado al yacimiento y se ha
acumulado, BS
• BW = Factor volumetrico del agua e la formación, BY/BS
• Wp = volumen acumulado de agua que ha sido producida del acuífero, BS
• m = Relación entre el volumen de gas de la capa de gas y el volumen de petróleo
• Giny = Volumen acumulado de gas inyectado, PCS
• Biny = Factor volumétrico del gas inyectado en la formación, BY/PCS
• Winy = Volumen acumulado de agua inyectada, BS
• Boi = Factor volumetrico del petróleo a las condiciones iniciales, BY/BS
• RSi = Solubilidad del gas a la presión inicial, PCS/BS
• Bgi = Factor volumetrico del gas en la formación a la presión inicial, BY/PCS

Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas
metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos y
a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre
los métodos determinísticos se halla el método volumétrico,
el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino
que está asociado a la determinación de los hidrocarburos
originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES, Gas
Original en Sitio GOES, Condensado Original en Sitio COES).
MÉTODO VOLUMÉTRICO

El Método volumétrico depende de ciertos parámetros del
yacimiento como:
Volumen de la roca contenedora
Porosidad de la roca yacimiento
Saturación de los fluidos
El volumen de roca es de gran importancia, ya que es por
éste parámetro que se caracteriza el método. Para
determinar el volumen, es necesario partir de dos
caracteristicas importantes como lo son: el área del
yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el
volumen será, en su más sencilla expresión el área por el
espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo.

CONCEPTOS BÁSICOS
El yacimiento petrolífero esta confinado por límites
geológicos como también por límites de fluido.
“Zona bruta”: Límites donde está contenido el aceite
“Volumen neto”: Parte del yacimiento donde se produce
aceite y gas. Determinado por valores de permeabilidad,
porosidad y saturación de agua.

LIMITE AREAL DE LOS YACIMIENTOS
PARA RESERVAS PROBADAS
LIMITE FISICO
Se entiende por “limite físico” de un yacimiento aquel
definido por algún accidente geológico (fallas, discordancias,
etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos,
porosidad, permeabilidad, o por efecto combinado de estos
parámetros.
LIMITE CONVENCIONAL
Son límites convencionales aquellos que se establecen de
acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de
conformidad con las normas establecidas.

PASOS PARA EL CALCULO DE
VOLUMEN DE ROCA IMPREGNADA
 Los datos de profundidad son llevados a los mapas de
localización de puntos y con estos se hacen los mapas de
contornos estructurales del techo y la base de la unidad
productora
 Se elabora un mapa isópaco de la arena en total el cual con
la ayuda de los registros de pozo permite tener una idea
razonable de la geometría de la unidad de interés.
 Teniendo en cuenta la forma característica del reservorio se
construye un mapa isópaco de la arena neta petrolífera

En forma general la ecuación para determinar el volumen de
hidrocarburo en un yacimiento se conoce como:
Donde:
Boi
ShA
N w )1(****7758

Ecuación general para determinar el
volumen de gas en un yacimiento se
conoce como:
43560* * * gi
gi
Vb S
G
B

CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCA
MÉTODO DE ISOPACAS
Este método se basa en la utilización de mapas isopacos, el
cual muestra líneas que conectan puntos de igual espesor
neto de la formación donde las líneas individuales se
denominan líneas isopacas. La utilización de estos mapas
permite determinar el volumen productor bruto (total) del
yacimiento a través del plánímetro, con el que se mide las
áreas entre las líneas isopacas.

MAPA ISÓPACO

Planímetro digital con brazos
Planímetro mecánico

Para determinar el volumen aproximado de la zona productiva a
partir de las lecturas del planímetro, se emplea frecuentemente
dos ecuaciones
 Piramidal:
Donde
:

 Trapezoidal:
Se usa cuando la razón de las áreas de dos líneas isopacas
sucesivas es mayor de 5 décimas.
El volumen para una serie de trapezoides esta dado por:
Donde:
0 1 2 1( 2 2 .....2 )
2b n n
h
V A A A A A

APLICACIÓN DEL
METODO VOLUMETRICO
Después de haber calculado el volumen bruto de la roca
mediante la aplicación del método volumétrico podemos
determinar la cantidad de hidrocarburos in-situ que hay en el
yacimiento. Dependiendo de las características del
yacimiento:
El volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca
yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran
importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro
que se caracteriza el método

YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

CALCULO VOLUMETRICO DE
HIDROCARBUROS
Basado en los parámetros indispensables para el cálculo
volumétrico, se puede deducir la ecuación general para
determinar el volumen de hidrocarburo en un
yacimiento:
)1(** ShVN b

Donde:
N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a
condiciones de yacimiento.
Vb=volumen bruto de la roca
φ= Porosidad del yacimiento.
Sh= Saturación de hidrocarburos.
Generalmente la saturación de hidrocarburo, se representa en
función de la saturación de agua para un sistema yacimiento
agua- hidrocarburo. Donde los poros estarán saturados con
una fracción de agua y de hidrocarburo, es por ello que: Sh=
1- Sw.

YACIMIENTOS DE
PETRÓLEO
Este se basa en:
1. Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde
se determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos
2. Análisis del fluido de donde se determina el factor volumétrico del
petróleo
El volumen del yacimiento se expresa en acre-pie , pero dicha
unidad se debe llevar a barriles por ello por medio de los factores
de conversión se llega a:
Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl
Dividiendo ambos factores se obtienen:
7758 bbl / 1 acre-pie , y éste será el factor a multiplicar la ecuación
1, para un yacimiento de petróleo, usando unidades de campo.

YACIMIENTOS DE
PETRÓLEO
La ecuación resultante es:
N= POES (petróleo original en sitio), en BN (barriles normales o a
superficie).
Vb=Volumen de la roca en acre-pie
φ= Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional.
1- Sw = Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional.
Boi = Factor volumetrico de formación inicial del petróleo, en BY/BN.
Boi
SV
N wb )1(***7758

YACIMIENTOS DE GAS
• En éste caso se llevará a pies cúbicos por referirse al gas
hidrocarburo. Para efectuar la conversión adecuada se
procederá de la siguiente manera:
Existen: 43560 ft2 / 1 acre.
Sólo con éste factor se obtendrá el volumen de gas en pies
cúbicos al aplicar la ecuación del método volumetrico.
43560* * * gi
gi
Vb S
G
B

YACIMIENTOS
DE GAS
• Donde:
G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN).
Vb=volumen bruto de la roca
= porosidad de la roca yacimiento, en fracción.
Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción.
Sgi= 1-Sw
Bgi= factor volumetrico inicial de formación del gas, en
PCY/PCN.
El valor calculado (G), corresponde al GOES, gas original
en sitio o la cantidad de gas en pies cúbicos
originalmente en el yacimiento.

DIFICULTADES DEL MÉTODO
a) La precisión de la porosidad promedia de un yacimiento determinada por
el análisis de núcleos depende de la calidad y cantidad de datos
disponibles, y de la uniformidad del yacimiento.
b) El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por
encima de la zona de transición (Agua innata, connata o intersticial). El
agua innata es importante sobre todo porque reduce el volumen del
espacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo y
también afecta sus recuperaciones.
c) Otro problema en los cálculos del método volumétrico es el de obtener la
presión promedia del yacimiento a un tiempo cualquiera después de
iniciada la producción.
d) Para asegurar mejores resultados, es preferible usar promedios
ponderados volumétricamente en todas las variables a emplear, en ves de
usar valores promedios lineales o por unidad de superficie.

EJEMPLO
El mapa isópaco para la arena petrolífera Gusher se presenta en
la Fig. 4.3. La porosidad promedio es de 23 %, la saturación de
agua connata es 32 % y el factor volumétrico inicial del crudo fue
de 1.32 rb/STB. Este yacimiento ha producido a la fecha 3.53
MM STB. Las áreas dentro de los contornos son:
A0 = 640 Ac.
A20= 480 Ac.
A40=320 Ac.
A60 = 160 Ac.

Calcule la cantidad de petróleo original
Solución:
El volumen de hidrocarburos se estima con la fórmula
trapezoidal:

Se calculan los ∆V para las diferentes áreas productivas determinadas.
Para A0 y A1
∆V=295333.9015 acre-pie

Sabiendo que:
= 0.1718
Sw =0.1658

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