La ingeniería de reservorios es una disciplina dentro de la ingeniería de petróleo y gas que se enfoca en el estudio, caracterización, modelado y gestión de los yacimientos de hidrocarburos. Su objetivo principal es maximizar la producción de petróleo y gas de manera eficiente y económica, garantizando al mismo tiempo la recuperación máxima de los recursos presentes en el subsuelo.lgunas de las actividades principales en la ingeniería de reservorios incluyen: Caracterización del yacimiento: Esto implica la recopilación de datos geológicos, geofísicos y de ingeniería para comprender las características del yacimiento, como su tamaño, forma, porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, presión, temperatura, entre otras. Modelado del yacimiento: Se utilizan modelos matemáticos y computacionales para simular el comportamiento del yacimiento y predecir su respuesta a diferentes técnicas de producción. Estos modelos pueden variar en complejidad, desde modelos simples basados ​​en ecuaciones algebraicas hasta modelos numéricos avanzados basados ​​en simulaciones de flujo multifásico en medios porosos. Diseño de estrategias de producción: Con base en la información obtenida de la caracterización y el modelado del yacimiento, se diseñan estrategias de producción que incluyen la selección de métodos de recuperación secundaria y mejorada, la optimización de la ubicación de pozos y la implementación de técnicas. de estimulación para mejorar la productividad. Monitoreo y gestión de la producción: Se realizan actividades de monitoreo continuo para evaluar el desempeño del yacimiento y ajustar las estrategias de producción según sea necesario. Esto puede incluir la implementación de tecnologías de monitoreo en tiempo real, como sensores de fondo de pozo y sistemas de control de la producción. En resumen, la ingeniería de reservorios desempeña un papel crucial en la industria del petróleo y gas al proporcionar las herramientas y los conocimientos necesarios para optimizar la producción de los yacimientos de hidrocarburos y maximizar la recuperación de los recursos disponibles.

1. INTRODUCCION A LA
INGENIERIA DE RESERVORIOS
MSC. ING. FELIX MIRANDA GASTAÑAGA
UNSAAC – CUSCO –PERU -2021

2. OBJETIVOS
 Proveer de los conceptos básicos de la ingeniería
de Reservorios para el buen análisis y manejo de
los datos e interpretación del comportamiento de
los reservorios.
 Transmitir la importancia del tratamiento e
interpretación de los Datos indirectos obtenidos
desde un medio que no podemos Tocar ni Ver
directamente, y que idealizamos a través de los
modelos

3. CONTENIDO

4. I.1 INTRODUCCION
Qué es la Ingeniería de Reservorios?
Ciencia que describe los fenómenos que ocurren
en el espacio poral de un reservorios.
GEOLOGÍA ING. RESERVORIOS

5. I. INTRODUCCION
CONCEPTOS GEOLÓGICOS

6.  SISTEMA DE PETROLEO
CONCEPTOS GEOLÓGICOS

8. DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN LA TRAMPAS

9. TIPOS DE TRAMPAS

10. COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS
ARENISCAS

11. I. INTRODUCCION
 PROPIEDADES DE RESERVORIOS

12. POROSIDAD

13. POROSIDAD

14. POROSIDAD

15. POROSIDAD

16. POROSIDAD

17. POROSIDAD

18. POROSIDAD

19. POROSIDAD

20. POROSIDAD

21. POROSIDAD
MEDICION

22.  Tipos de Registro de Porosidad
POROSIDAD
MEDICION

23.  Registro Densidad
POROSIDAD
MEDICION

24.  Registro Densidad
POROSIDAD
MEDICION

25.  Registro Densidad
POROSIDAD
MEDICION.. QUEDO

26.  Registro Densidad
POROSIDAD
MEDICION

27.  Registro Neutrones
POROSIDAD
MEDICION

28.  Registro Neutrones
POROSIDAD
MEDICION

29.  Registro Neutrones
POROSIDAD
MEDICION

30.  Registro Neutrones
POROSIDAD
MEDICION

31.  Registro Sónico
POROSIDAD
MEDICION

32.  Registro Sónico
POROSIDAD
MEDICION

33. POROSIDAD
MEDICION

34. POROSIDAD
MEDICION
 EFECTO DEL GAS

35. SATURACION DE FLUIDOS

36. SATURACION DE FLUIDOS

37. SATURACION DE FLUIDOS

38. SATURACION DE FLUIDOS

39. SATURACION DE FLUIDOS
 el agua salada es mucho mejor conductor que el agua pura, la arcilla es
mejor conductor que la arena o el concreto, la madera es mejor conductor
cuando está verde que cuando está seca, y la piel humana es mejor
conductor cuando está húmeda.

40. SATURACION DE FLUIDOS

41.  Ecuación de Archie
SATURACION DE FLUIDOS

42. Capacidad de la roca que permite que los fluidos se
desplacen a través de los poros interconectados
Fácil desplazamiento Alta K
Difícil desplazamiento Baja K
PERMEABILIDAD

43. PERMEABILIDAD
 En el noroeste que tipo de reservorios tenemos?

44. PERMEABILIDAD

45. PERMEABILIDAD

46. PERMEABILIDAD

47.  Relación permeabilidad vs porosidad
PERMEABILIDAD

48. INTERACCION ROCA
FLUIDO

49. INTERACCION ROCA - FLUIDO

50. TENSION INTERFACIAL

51. MOJABILIDAD

52. INTERACCION ROCA - FLUIDO

53. INTERACCION ROCA - FLUIDO

54. INTERACCION ROCA - FLUIDO

55. INTERACCION ROCA - FLUIDO

56. INTERACCION ROCA - FLUIDO

57. INTERACCION ROCA - FLUIDO

59.  ROCA MOJADA POR AGUA - IMBIBICIÓN
INTERACCION ROCA - FLUIDO

60.  ROCA MOJADA POR PETROLEO - IMBIBICIÓN
INTERACCION ROCA - FLUIDO

61.  DRENAJE
INTERACCION ROCA - FLUIDO

62. INTERACCIÓN ROCA-FLUIDO

63. CAPILARIDAD
 Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un
ascenso o un descenso de la interfase. En el primer caso se produce el denominado
"ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de "descenso capilar". Estos
movimientos ocurren como consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar
a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos
generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta
(en función de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar
desarrollada en el sistema.

64. PRESIÓN CAPILAR

65. PRESIÓN CAPILAR

66. CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR

67. PRESION CAPILAR

68. PRESION CAPILAR

69. PRESION CAPILAR

70. PRESION CAPILAR
CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
ARENISCAS y CONGLOMERADOS
Fm. VERDUN
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
180.00
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
SW (decimal)
PC
(psi)
Areniscas
k=211.7 md,
Por=20.08%
Areniscas
k=3.137 md,
Por=13.65%
Areniscas
conglomerádic
as k=0.495 md,
Por=10.13%
Areniscas
K=15.78md,
Por=15.37%
Areniscas
k=0.558md,
Por=12.5%

71. PERMEABILIDAD EFECTIVA Y RELATIVA

72. PERMEABILIDAD RELATIVA
•Indican la habilidad relativa del
petróleo y agua a fluir
simultáneamente en un medio poroso.
• Los datos de Kr expresan los
efectos sobre el comportamiento de
un sistema reservorio de : Mojabilidad,
saturación de fluidos, historia de
saturación, geometría de poros,
distribución de fluidos.
• Los valores finales, Swi, Sor son
muy importantes para definir las
posibilidades de desarrollo de un
campo.

74. RELACIONES

75. RELACIONES

76. RELACIONES

77. RELACIONES

78. RELACIONES

79. PRESION RESERVORIO

80. PRESION DE RESERVORIO
 Ejercicio

81. PRESION RESERVORIOS
 Resolucion

82. COMPORTAMIENTO DE FASES DE FLUIDOS

83. COMPORTAMIENTO DE FASES DE FLUIDOS

85. TIPOS DE RESERVORIOS

86. Estado
explotación
Reservas
P
O
I
S
Np, Wp, Wi
presiones
saturaciones
Modelo Dinámico
Modelo Estático
Reparaciones
Perforaciones
Secundaria
PEREZ COMPANC
Etapas
Reserva = Capital
Incrementar

87. FLUJO DE FLUIDOS

89. 7.08 K h ( Pe - Pwf )
Q = ------------------------------
uo Bo Ln ( re /rw )
Modelo Dinámico : definición de Caudales, productividad,
pronósticos

102. GEÓLOGOS
INGENIERO DE YACIMIENTOS
CANAL FLUVIAL ABANICOS DE ROTURA
LLANURA
DE INUNDACION
DIQUES
BARRA DE
MEANDRO
GEOFÍSICOS
GEOMECÁNICOS
SEDIMENTOLOGOS
PETROFÍSICOS
PLAN DE EXPLOTACIÓN
Estudios Integrados