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Simulación de Yacimientos

Junio 2015.

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1. ABSTRACT

This paper aims to present that method is recommended use in the

volumetric calculation of a hydrocarbon reservoir, the objective of the

volumetric method is to quantify the volume of oil in place. Different

methodologies for calculating reserves, or combinations thereof and

according to the available information and the state of development of the

fields are used.

The calculation of hydrocarbon reserves is a complex process that is

performed by applying the geological and engineering information

deterministic methods and the use of different forms of calculation depends

on the amount and quality of information available and the degree of

development deposits.

Use the following methods to a variety of data is required to accurately

determine the oil and original gas in place including geophysical, geological,

petrophysical and reservoir with fluid data. The most important products of

the efforts of engineers in reservoirs are the final and estimated reserves

and recoveries:

- Determining the recovery efficiency factor using empirical correlations

analogy or API.

- Performing a graphical production rate vs. Time based on the decline curve

method or simulation.

For quantification of the reserves they are used different

methodologies, according to the development of deposits and geological and

engineering information available. Among the deterministic methods the

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volumetric method, which does not consider itself and the volume of

reserves, but is associated with the determination of the original oil in place

(original oil in place POES, GOES Original Site Gas, Condensate is Original

Onsite COES).

The volumetric method uses specific values that best represent each

geological parameter characterizing the site. Start from the concept that, in

an arena, a fraction of the total volume corresponds to the pore volume, and

simultaneously, this is a fraction of the pore volume will be occupied by a

certain amount of fluid, in this case, hydrocarbon.

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2. RECURSOS

Estimados de Reservas de Hidrocarburos En Los Yacimientos.

Las reservas de hidrocarburos de los yacimientos, son volúmenes de

hidrocarburos, o activos con que cuentan las empresas o naciones para

negociar con terceros, y obtener ganancias lucrativas del negocio. De allí en

la importancia de su estimación con cierto grado de precisión y certidumbre.

Las reservas pueden definirse técnicamente como el factor de recobro, y de

acuerdo a los siguientes criterios:

1) Reservas de los Yacimientos.

Las reservas son volúmenes de hidrocarburos presentes en los

yacimientos que pueden ser recuperados por técnicas tradicionales o

recobro primario. El concepto puede ampliarse cuando se piensa en inducir

energía de yacimiento o cambios físicos-químicos a la matriz de la roca y la

reología de los fluidos obteniéndose una recuperación adicional de los

hidrocarburos presentes originalmente en el yacimiento.

2) Clasificación de las Reservas.

Existen criterios que pueden usarse para clasificar reservas. La más

popular es la clasificación de las reservas de acuerdo al grado de

certidumbre que se tenga de ellas.

De acuerdo con ese criterio, las reservas se clasifican en:

Reservas Probadas.

Reservas Probables.

Reservas Posibles.

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Reservas Probadas.

Se considera reservas probadas aquellos volúmenes de hidrocarburos

contenidos 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.

Reservas Probables.

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.

Reservas Posibles.

Las reservas posibles, son aquellos volúmenes de hidrocarburos

contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican,

un grado menor de certeza desde el punto de vista de su recuperación,

comparado con las reservas probables.

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 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.

Una de las tareas básicas del ingeniero de yacimiento es la obtención

de un estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser

producidos del yacimiento, a esto se le llama reservas.

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Este valor representa una de las referencias más utilizadas al momento de

clasificar yacimientos, de acuerdo con su tamaño; así como darle prioridad a

proyectos de explotación de yacimientos o definir porcentajes de equidad en

caso de la explotación de un yacimiento unificado.

Cuando se relaciona con los volúmenes de hidrocarburos producidos,

este ofrece un indicador del grado de agotamiento del yacimiento y de la

eficiencia del o los mecanismos de desplazamiento activos. Los métodos

para la estimación de las reservas de un yacimiento son:

Método volumétrico.

Método Probabilístico

Método por Analogía

Curvas de declinación de Producción

Balance de materiales.

Simulación Numérica de Yacimientos

Cada uno de los métodos tiene sus ventajas y desventajas y cada uno de

ellos puede aplicarse independientemente, cada método requiere de datos

diferentes que los otros para llegar al mismo resultado: “reservas

recuperables”.

3. RESOLUCIÓN

Método volumétrico

El método volumétrico sirve para estimar el volumen de hidrocarburo

que se encuentra en el subsuelo. Determinación del volumen de roca que

conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de la roca y la

fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca. Para calcular

desde el punto de vista volumétrico, el volumen de petróleo que hay en el

subsuelo, se necesita saber: primero, cuál es la capacidad de

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almacenamiento de la roca; es decir, cuál es la porosidad, además tengo

que saber cuál es el volumen de esa roca (volumen bruto) y tengo que saber

qué porcentaje de ese espacio, es el que está ocupado por hidrocarburo, en

otras palabras, cuál es la saturación de petróleo.

Petróleo y gas asociado

1) Cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES):

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

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las

Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

2) 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 Original (Rsi):

3) 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= POES*Rsi

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Gas no asociado

El gas No Asociado Originalmente en Sitio se obtiene mediante la relación:

Para el Cálculo de Gas No Asociado debe hacerse hincapié en la

determinación de las características intrínsecas de dicho gas (composición,

gravedad específica, etc.)

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:

4) Cálculo de Gas Seco Original En Sitio:

El Gas Seco Original en Sitio, proveniente del Gas Condensado se calcula

mediante la siguiente ecuación:

5) Cálculo de los Líquidos del Gas Condensado Original en Sitio

(COES)

GSOES=GCOES*Fg

COES=GCOES*(1-Fg)*1/Rgci

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Método Probabilístico

Es cuando se emplea la información geológica, de ingeniería y datos

económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus

probabilidades asociadas. Dentro de esta metodología se encuentra la

técnica de Monte Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución

de probabilidad de cada parámetro estadístico, sustituyéndolo en la

ecuación del método volumétrico y con ello obtener una aproximación del

valor del POES en el yacimiento en estudio.

Método por Analogía

Inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de nuevos

reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en

sitio correlacionando con yacimientos vecinos, puesto que no se dispone de

información fiable para tener idea del potencial económico futuro. Este

método toma en consideración las características similares y comparaciones

con campos cercanos.

Curvas de declinación de Producción

Se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento,

gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la

finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el

factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un

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modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el

yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada

pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas

principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y

Producción Diaria vs. Producción Acumulada.

Balance de Materiales

Como en publicaciones anteriores, el concepto de balance de

materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantificar

las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de

producción. En este sentido, la interpretación de yacimientos mediante el

método antes referido requiere de datos como el historial de presiones,

propiedades de la roca y fluidos presentes, historial de producción actual y

acumulada, análisis PVT entre otros. Se emplea para calcular el POES, la

producción acumulada, los mecanismos de empuje, también permite

correlacionar los resultados obtenidos con el método volumétrico.

Simulación Numérica de Yacimientos

Engloba el empleo de modelos matemáticos con el objeto de simular el

medio poroso del reservorio, así como el comportamiento de los fluidos en él

y la estimación de los volúmenes de hidrocarburos presentes en sitio.

Permite evaluar los diversos escenarios así como predice el desempeño del

reservorio en estudio. Se basa en el principio de la disgregación del

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yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las

heterogeneidades y desarrollo de cada bloque en particular. El método

descrito presenta validez si se obtiene una buena descripción geológica y

una detallada caracterización de los fluidos. Asimismo, se considera como

una herramienta de gran utilidad y mayor precisión que los métodos antes

referidos.

4. NOMENCLATURA

V: Volumen

e: Espesor

Swi: Saturación de agua inicial

Soi: Saturación de petróleo inicial

Sgi: Saturación de gas inicial

Sgci: Saturación de gas condensado inicial

Boi: Factor volumétrico del petróleo inicial

Bgi: Factor volumétrico del gas inicial

Rsi: Relación gas/petróleo inicial

Rgci: Relación gas/condensado inicial

1/Boi: Factor de merma del petróleo

1/Bgi: Factor de merma del gas

Fg: Fracción del gas seco en el gas condensado

BN: Barril normal

BY: Barril a condiciones de yacimiento

PCN: Pie cubico normal

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4. CONCLUSIONES

El concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones

que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburo por acción de

los diversos mecanismos de producción.

El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que

se efectúa aplicando la información geológica y el uso de sus diferentes

formas de cálculo.

5. RECOMENDACIONES

Para la solución de este tipo de es muy importante un buen

conocimiento, además de que es muy recomendado del uso de

conocimientos para facilitar la resolución del problema.

El método que da mejores resultados es el método volumétrico este método se recomienda utilizarlo en la mayoría de proyectos de simulación

6. BIBLIOGRAFÍA

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volumetrico

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http://yacimientos-de-gas-condensado.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/

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Morales, A. (8 de Noviembre de 2009). Cálculo de Reservas. Obtenido de

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Rodríguez, J. R. (2007). Ingenierira basica de yacimientos. Anzoátegui : Anonimo.

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Silva, M. D. (21 de Diciembre de 2008). Metodos para el calculo de reservas.

Obtenido de

http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/mtodos-para-el-

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