Este documento presenta una descripción de varios conceptos clave relacionados con yacimientos petroleros e ingeniería de yacimientos. Define términos como porosidad, permeabilidad, mojabilidad, saturación, presión de yacimiento y diagrama de fases. También describe diferentes tipos de yacimientos como estratigráficos, estructurales y de gas, y explica los procesos de recuperación primaria y secundaria.

1. IRLANDA
1. CONCEPTOS
a. Yacimiento: 1) Es una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable
que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. 2) Es la porción de una
trampa geológica que contiene hidrocarburos y que se comporta como un sistema
interconectado hidráulicamente.
b. Porosidad: Es la capacidad que tiene una roca de almacenar fluidos entre sus
espacios porosos existentes. Se clasifica por conectividad (absoluta y efectiva) y por
origen (primaria y secundaria).
-Porosidad primaria: Se debe a los procesos sedimentarios que general el
yacimiento. Es la porosidad de la matriz rocosa.
-Porosidad secundaria: Se debe a movimientos posteriores de la corteza o a la
acción de aguas subterráneas.
-Porosidad absoluta: Porosidad efectiva + porosidad no efectiva.
-Porosidad efectiva: Relación entre el volumen del espacio continuo y el volumen
total de la roca.
c. Permeabilidad: Es la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a
través de sus poros interconectados. Se clasifica en:
• Efectiva: Saturación menor al 100%, Ko, Kg, Kw.
• Relativa: Es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad
absoluta.
d. Mojabilidad, tipos y cómo determinas cada tipo: 1. Es la tendencia que tiene la
roca de ser mojada por un fluido en particular, en presencia de otros fluidos
inmiscibles. 2. Es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse sobre una
superficie sólida, en presencia de otro fluido. 3. La mojabilidad se mide por el ángulo
de contacto. Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace
referencia a un sistema mojado por aceite
e. Compresibilidad: Cuando un yacimiento está sometido a una fuerza compresiva que
es causada por el peso de los estratos que están por arriba.
f. Presión Capilar: Efectos combinados de las tensiones interfaciales y superficiales,
de tamaño y forma de los poros y del valor relativo de las fuerzas de cohesión de los
líquidos, es decir de las propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluidos.
g. Tensión Interfacial: Es el resultado de los efectos moleculares por los cuales se
forma una interfase que separa dos líquidos.
h. Saturación: Fracción de volumen poroso ocupado por uno o más fluidos. Se clasifica
en:
• Inicial: Es a la cual se descubrió el yacimiento.
• Residual: Es aquella que tiene después de un periodo de explotación.
• Crítica: Es a la cual un fluido inicia un movimiento dentro del medio poroso.
• Irreductible: Es la saturación mínima posible.

2. i. Sistema Petrolero y componentes:
j. Clasificación del aceite:
k. Clasificación del petróleo crudo mexicano:
TIPO DE
ACEITE
CLASIFICACIÓN DENSIDAD
(g/cc)
DENSIDAD
(°API)
Maya Pesado 0.93 22
Istmo Ligero 0.86 32
Olmeca Superligero 0.79 39
l. Presión de yacimiento: Es la presión de los fluidos en los poros de un yacimiento,
normalmente la presión hidrostática, o la presión ejercida por una columna de agua
desde la profundidad de la formación hasta el nivel del mar.
m. Presión de saturación: Es la presión a la cual el líquido (petróleo) y el vapor (gas)
están en equilibrio.
n. Plano de referencia: Un valor acordado y conocido, tal como la elevación de un
punto de referencia o del nivel del mar, respecto del cual se corrigen otras
mediciones.

3. o. Etapas de producción de un yacimiento:
p. Ingeniería de Yacimientos: Es el arte de desarrollar y explotar los campos de aceite
y gas de tal forma que se obtenga una alta recuperación económica (Moore, 1956).
2. ¿Qué es una envolvente de fases y cuáles son sus principales componentes? Es una
representación gráfica en un sistema de ejes cartesianos donde en las abcisas se encuentra
la Temperatura y en las ordenadas la Presión. En cada punto de la gráfica a determinada P
y T, se representa el porcentaje de líquido o gas de la mezcla. La envolvente a la izquierda
del punto crítico contiene los puntos para 100% líquido y 0% gas, y la envolvente a la
derecha del punto crítico corresponde a los puntos de 100% gas y 0% líquido.
✓ Punto de Burbujeo (Pb): Es la presión mínima en la cual estando en fase líquida se
forma la primera burbuja de gas.
✓ Punto de Rocío (Pr): Es la presión mínima en la cual estando en fase gaseosa se
forma la primera gota de líquido.
✓ Curva de Burbujeo: Son los puntos de fase líquida en los cuales aparece la primera
burbuja de gas.
✓ Curva de Rocío: Son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera
gota de líquido.
✓ Punto Crítico: Es el punto en el cual convergen las curvas de rocío y de burbujeo.
✓ Punto Cricondembárico (Pcdb): Es la presión máxima en la cual coexiste la gas y
líquido.
✓ Punto Cricondentérmico (Tcdet): Máxima temperatura en la cual coexiste la fase
líquida y gaseosa.
✓ Zona de condensación retrógrada: Es la condensación de líquido durante la
expansión de gas a temperatura constante o la condensación de líquido durante
calentamiento de gas a presión constante.
✓ Zona bifásica: La región encerrada por la curva de burbujeo y la curva de rocío es la
región bifásica (envolvente de saturación), en esta región el gas y el líquido coexisten
en equilibrio.
✓ Curvas de calidad: Representan los porcentajes de líquidos en la región de dos
fases.

4. 3. Señales de la diferencia entre imbibición y drene. La imbibición es cuando aumenta la
saturación de fluido que moja, y el drene es cuando se reduce la saturación del fluido que
moja. La histéresis es la diferencia de Pc medidas de los procesos de imbibición y drene.
4. Escriba la diferencia entre K, Kr y Ke
✓ K: Es la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros
interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por
un fluido.
✓ Ke: Es cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la
conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las
fases a través de dicho medio poroso.
✓ Kr: Es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad absoluta.
5. Grafique el comportamiento de los siguientes factores, señalando presión inicial y
presión de burbuja.
a) Bo (Factor volumétrico del aceite)

5. b) Bg
c) RGA
d) RS
e) Viscosidad del gas
f) Viscosidad del aceite

6. g) NP
h) Bt
6. Escriba las ecuaciones en las que se basa la ecuación de difusividad.
Ecuación de conservación de la masa
Ley de Darcy
Para flujo lineal, la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio
poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente
proporcional a la viscosidad.

7. Ecuación de Estado (Compresibilidad)
7. Escriba las siguientes ecuaciones
a. Darcy
b. IPR
c. Factor de Recuperación
F.R.=
d. Factor de Reemplazo
F.Reemplazo=
8. Escriba los tipos de yacimientos que conoce.

8. ✓ CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA
1.Yacimientos Estratigráficos: Estos son yacimientos en donde la trampa se formó como
resultado de un proceso de concentración y de repetidas erosiones de sedimentos
depositados previamente o de cambios posteriores a la deposición creando discordancias
que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos, es decir, se originaron debido a
fenómenos de tipo litológico (perdida de permeabilidad), sedimentario (acuñamientos,
lentejones y arrecifes) y paleográficos (acuñamientos de erosión, paleocadenas).
2. Yacimientos Estructurales: Son aquellas trampas que fueron originadas por la acción de
fuerzas tectónicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformación y fracturamiento de
los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones.
❖ Trampas en Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y
desplazamiento de un cuerpo rocoso a lo largo de la línea de falla.
❖ Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se
encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocasionando que
los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas
hacia el tope de la estructura.
❖ Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulación de los hidrocarburos ocurre a
lo largo de los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyección o
levantamiento del domo salino.
3. Yacimientos Mixtos o Combinados: Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se
consideran constituidos por combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto
estructural (combinación de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigráficos en el
estrato que forma el yacimiento (presencia de discordancias) influenciaron el
entrampamiento de los hidrocarburos.
✓ CLASIFICACIÓN SEGÚN EL DIAGRAMA DE FASES DE LOS FLUIDOS
❖ Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa: Si la temperatura del yacimiento es
mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla de hidrocarburos.
❖ Yacimientos de Gas Seco: Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a
la cricondentérmica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos
superiores, que en superficie no condensan.
❖ Yacimientos de Gas Húmedo: Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial
excede a la temperatura cricondentérmica y están formados por hidrocarburos livianos
a intermedios estos no se condensan en el yacimiento, pero si lo hacen en superficie
(en el separador).
❖ Yacimiento de Gas Condensado: Estos están constituidos por los fluidos tal que por su
expansión isotérmica a la temperatura del yacimiento en el mismo que puede o no
revaporizarse al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de

9. una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos
líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una
disminución de la producción de líquidos.
❖ Yacimientos de Aceite Negro: También llamados de aceite de bajo encogimiento y son
de color oscuro. Caracterizados por contener moléculas largas, pesadas y no volátiles,
presentan diagramas de fases grandes que cubren rangos amplios de presión y
temperatura. El Pc está frecuentemente situado a la derecha de la cricondenbara. La
temperatura de este yacimiento siempre es menor que la del Pc.
❖ Yacimientos de Aceite Volátil: También llamados de yacimientos de aceite bajo
encogimiento porque cuando son llevados a superficie desprenden cantidades
apreciables de vapores, eso ocasiona que el volumen se reduzca apreciablemente
respecto al que tenía en el subsuelo. Las curvas de calidad tienden a replegarse hacia
la curva de punto de burbuja, lo cual indica predominio en el contenido de
componentes intermedios y bajo contenido de pesados. La temperatura de este
yacimiento siempre es menos que la temperatura crítica.
✓ CLASIFICACIÓN POR EL MECANISMO DE EMPUJE
•Empuje por gas en solución: Un yacimiento de aceite no tiene casquete inicial de gas si
la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo. Cuando la presión
decrece hasta el punto de burbuja, el gas disuelto comienza a salir de la solución, este
gas libre es más compresible que el aceite, y la presión comienza a declinar más despacio.
La eficiencia de este empuje depende de cuánto gas está disuelto en el aceite
inicialmente.
•Empuje por casquete de gas: Si un yacimiento de aceite tiene casquete de gas inicial, la
presión inicial en el CGA, es equivalente a la presión de burbuja del aceite.
•Empuje por gravedad: En algunos yacimientos con mecanismo de impulsión por gas
disuelto, la inclinación de la roca es bastante pronunciada y ese factor facilita que el
petróleo se desplace bajo la acción de la gravedad hacia la parte inferior. Al mismo
tiempo ocurre la migración de gas libre hacia la parte alta, formándose un casquete de
gas secundario.
•Expansión de roca y fluidos: En algunos yacimientos con mecanismo de impulsión por
gas disuelto, la inclinación de la roca es bastante pronunciada y ese factor facilita que el
petróleo se desplace bajo la acción de la gravedad hacia la parte inferior. Al mismo
tiempo ocurre la migración de gas libre hacia la parte alta, formándose un casquete de
gas secundario.
•Empuje o desplazamiento hidráulico: Ocurre cuando existe una capa de agua por debajo
de la zona de petróleo, la cual puede ser original del yacimiento, o provenir de un
afloramiento que la alimenta desde la superficie.

10. 9. Describa:
❖ Recuperación Primaria: Es el primer mecanismo en el cual la extracción es por
energía natural del yacimiento. La fase primaria es producto del flujo natural del
yacimiento, cuando la presión en este es la necesaria para empujar los fluidos que
allí se encuentren.
❖ Recuperación Secundaria: Este es conducido por la adición de energía extra hacia
el yacimiento como la inyección instantánea de gas, invasión de agua, etc. La energía
adicional se usa para mantener la presión del yacimiento y de esta forma pueda
producir de manera eficaz y producir más de un factor de recuperación. La fase
secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no
produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo
hasta los pozos de producción. Los métodos de recuperación secundaria consisten
en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para
mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos
(inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos
(productores).
❖ Recuperación Terciaria: Tercera etapa de la producción de hidrocarburos que
comprende métodos de recuperación que siguen a la inundación con agua o al
mantenimiento de la presión. Las principales técnicas de recuperación terciarias
utilizadas son métodos térmicos, inyección de gas e inundación química.

11. 10. ¿Qué es un Sistema Artificial de Producción? Mencione 3 y en qué etapa de vida de
producción del yacimiento los puede utilizar.
Un sistema artificial de producción (SAP) es instalado cuando la presión en el yacimiento no
es suficiente para elevar el crudo hasta la superficie, llegando al punto donde un pozo no
produce un gasto económicamente rentable. Es decir, el yacimiento no cuenta con la
energía suficiente (presión natural) como para producir los hidrocarburos en forma natural,
o cuando los gastos de producción no son los deseados.
Los SAP son equipos que aportan energía a los fluidos producidos por el yacimiento, esta
operación se realiza para ayudar a vencer las caídas de presión, de tal forma que los fluidos
puedan llegar sin problema a la superficie.
✓ Bombeo Neumático.
✓ Bombeo Mecánico.
✓ Bombeo Hidráulico.
✓ Bombeo Electrocentrífugo.
✓ Bombeo de Cavidades Progresivas.
11. Reservas de hidrocarburos: Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán
recuperadas comercialmente, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, de
acumulaciones conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo condiciones definidas.
Reserva Probada: Las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de
aceite crudo, gas natural, y líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos de
geociencias y de ingeniería, demuestran con certidumbre razonable que serán recuperadas
en años futuros de yacimientos conocidos bajo condiciones económicas y de operación
existentes a una fecha específica.
Reserva Probable: Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información
geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser
comercialmente recuperables que lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para
su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a
recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.
Reserva Posible: Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y
de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas
probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la
suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad
de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.
✓ RESERVA 1P: Es la reserva probada.
✓ RESERVA 2P: Es la reserva probada + reserva probable.
✓ RESERVA 3P: Es la reserva probada + reserva probable + reserva posible.

12. 12. Volumen original de hidrocarburos total: El volumen original de hidrocarburos total es
la cuantificación de todas las acumulaciones de hidrocarburos naturales que se estima
existen. Este volumen incluye a las acumulaciones conocidas, económicas o no,
recuperables o no, a la producción obtenida de los campos explotados o en explotación, y
también a las cantidades estimadas en los yacimientos que podrían ser descubiertos.
13. Recursos prospectivos: Aquellas cantidades de petróleo que son estimadas, en una
fecha determinada, a ser potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas.
PUNTOS RECUPERACIÓN