Unidad iv yac petróleo v1

Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
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UNIDAD IV. Yacimientos de Petróleo
Cada yacimiento está compuesto por una combinación única de forma geométrica,
propiedades geológicas de rocas, características de fluidos y mecanismo de producción primario.
Aunque no hay dos yacimientos idénticos en todos los aspectos, se pueden agrupar de acuerdo
con el mecanismo primario de recuperación mediante el cual producen. Se ha observado que
cada mecanismo tiene ciertas características típicas en términos de:
•Factor de recuperación final;
•Tasa de disminución de la presión;
•Relación gas-petróleo;
•Producción de agua.
Para comprender adecuadamente el yacimiento y predecir el comportamiento futuro, es
necesario tener conocimiento de los mecanismos de producción que controlan el
comportamiento de los fluidos. El comportamiento general de los yacimientos de petróleo está
determinado en gran medida por la naturaleza de la energía, es decir, el mecanismo de
producción disponible para mover el petróleo hacia el pozo. Existen básicamente cinco
mecanismos de producción que proporcionan la energía natural necesaria para la recuperación
de petróleo:
•Empuje por expansión roca-fluido;
•Empuje por expansión del gas en solución;
•Empuje por expansión de la capa de gas;
•Empuje hidráulico;
•Segregación gravitacional
Por otra parte los sistemas de hidrocarburos que se encuentran naturalmente en los
yacimientos de petróleo son mezclas de compuestos orgánicos que exhiben un comportamiento
multifásico en amplios rangos de presiones y temperaturas. Estas acumulaciones de hidrocarburos
pueden ocurrir en estado gaseoso, líquido, sólido o en varias combinaciones de gas, líquido y
sólido.
Estas diferencias en el comportamiento de las fases, junto con las propiedades físicas de la
roca del yacimiento que determinan la relativa facilidad con la que se transmiten o retienen el gas
y el líquido, dan como resultado muchos tipos diversos de yacimientos de hidrocarburos con

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comportamientos complejos. Con frecuencia, los Ingenieros de Petróleo tienen la tarea de estudiar
el comportamiento y las características de un yacimiento de petróleo y determinar el curso de
desarrollo y producción futuros que maximizarían las ganancias.
4.1 Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos de Petróleo
Como se explicó en unidades anteriores los yacimientos de hidrocarburos se clasifican en
yacimientos de gas o de petróleo, dependiendo de las siguientes características:
• La composición de la mezcla de hidrocarburos del yacimiento,
• La presión inicial y la temperatura del yacimiento;
• Presión y temperatura de superficie.
Las condiciones bajo las cuales esas fases coexisten son de considerable importancia
práctica. La determinación experimental o matemática de esas condiciones son convenientemente
expresadas en diferentes tipos de diagramas comúnmente llamados “diagrama de fases”, aunque
algunas veces se les denomina “diagramas de presión-temperatura”.
Como se explicó en la Unidad III, cada tipo de yacimiento requiere de distintas técnicas de
producción y esquemas de explotación que garanticen la recuperación del mayor volumen posible
de hidrocarburos, por lo que se hace necesario el conocimiento de la composición de la mezcla de
hidrocarburos en las primeras etapas del proceso de desarrollo de un campo. La complejidad en
relacionar los volúmenes superficiales de producción de hidrocarburos con sus volúmenes
equivalentes en el yacimiento puede apreciarse considerando la fig. 4.1.
Figura 4.1. Producción de yacimientos de hidrocarburos (a) por encima de la presión de burbujeo,
(b) por debajo de la presión de burbujeo.

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Por encima de la presión de burbujeo existe únicamente una fase en el yacimiento, la de
líquido. Si una cantidad de este petróleo subsaturado es producido en la superficie, el gas se
separará del petróleo como se muestra en la figura 4.1(a), donde el volumen de gas dependerá
de las condiciones a las cuales se efectúa la liberación en el separador. En este caso, es
relativamente fácil relacionar los volúmenes de petróleo y gas en superficie con los volúmenes a
las condiciones del yacimiento, ya que se sabe que todo el gas producido debió haber estado
disuelto en el petróleo a condiciones de yacimiento.
Si el yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, como se representa en
la figura 4.1(b), la situación es más complicada. Bajo estas condiciones coexisten dos fases en
equilibrio en el yacimiento, petróleo con gas disuelto y gas en solución liberado. Durante la
producción en superficie, el gas disuelto a condiciones de yacimiento se liberará del petróleo y la
producción total de gas en superficie tendrá dos componentes; el gas que se encontraba libre a
condiciones de yacimiento y el gas que se liberó del petróleo durante la producción. Estos
componentes separados son indistinguibles en la superficie y, por lo tanto, el problema es cómo
dividir la producción de gas observada en superficie en volúmenes de gas liberado y disuelto en
el yacimiento.
Se obtiene el control al relacionar los volúmenes de producción de superficie con la
extracción del yacimiento definiendo los siguientes tres parámetros PVT que pueden medirse de
experimentos de laboratorio realizados en muestras de fluidos del yacimiento.
Rs: Relación gas-petróleo en solución (o disuelto), el cual es el volumen de gas en pies
cúbicos normales que se encuentra disuelto en un barril de petróleo a condiciones
normales, cuando ambos se encuentran a las condiciones de presión y temperatura
prevalecientes en el yacimiento. La unidad de medida es PCN/BN.
o: El factor volumétrico del petróleo (o de formación) es el volumen de petróleo que
ocupa un barril de petróleo más su gas en solución a la presión y temperatura
prevalecientes en el yacimiento, con respecto a un barril de petróleo medido a
condiciones de superficie o tanque de almacenamiento. La unidad de medida es
by/BN.

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g: El factor volumétrico del gas es el volumen de gas en barriles medidos a la presión y
temperatura prevalecientes en el yacimiento, con respecto a un pie cúbico de gas libre
a condiciones estándar. La unidad de medida es by/PCN. Otras unidades de medidas
utilizadas son: PCY/PCN y PCN/PCY; este último se conoce como factor de expansión
del gas (Eg).
Las condiciones normales (o estándar) están referidos a las condiciones de 60°F y una
atmosfera (14,7 lpca). Se puede notar también que Rs y o son medidas relativas a un barril de
petróleo a condiciones de superficie, el cual es una medida básica usada en campo. Los tres
parámetros son estrictamente funciones de la presión como se muestra en la figura 4.2,
asumiendo que la temperatura en el yacimiento se mantiene constante durante la depleción del
mismo.
Para explicar el comportamiento
característico de los diferentes factores de
volumen, es natural seguir un desarrollo de
presión decreciente, es decir, de derecha a
izquierda en la figura 4.2.
Se ve que el factor volumétrico del
petróleo o aumenta linealmente cuando la
presión disminuye hacia la presión del punto de
burbujeo Pb. Este aumento de o está
directamente relacionado con la
compresibilidad del petróleo, es decir, cuando
se libera presión, entonces se aumenta el
volumen, porque el petróleo al ser compresible
se expande. Para una presión inferior al punto
de burbujeo, el gas en solución se libera
gradualmente de la fase líquida, lo que ocasiona
que el volumen de petróleo se contraiga; no por
compresión, sino por perdid0a de masa.

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Finalmente, todo el gas se liberará y o será igual a 1. Este proceso continúa hasta que se alcance
la condición estándar.
La relación gas-petróleo en solución Rs es constante para presiones superiores a la presión
del punto de burbujeo, ya que no se libera gas en el yacimiento. Por lo tanto, una muestra unitaria
de petróleo a diferentes presiones (P > Pb) contendrá la misma cantidad de gas y petróleo a
condiciones estándar (Rsi). Para presiones inferiores a la presión del punto de burbujeo,
encontraremos una cantidad decreciente de gas en la muestra de petróleo del yacimiento porque
parte del gas ya se ha liberado y se ha producido como gas.
En el caso del factor volumétrico del gas g, el gas en equilibrio con el petróleo solo puede
existir hasta su presión de punto de burbujeo. Para presiones superiores a Pb, todo el gas libre
se disolverá en el petróleo. Cuando la presión disminuye por debajo de la presión del punto de
burbujeo, el volumen de gas se expandirá de forma recíproca a la disminución de presión.
Las figuras 4.3 y 4.4 ilustran de manera conceptual cómo se pueden usar estos parámetros
al relacionar los volúmenes medidos en superficie con los volúmenes del yacimiento.
Figura 4.3. Aplicación de los parámetros PVT para relacionar los volúmenes de hidrocarburos
en superficie y yacimiento; a presión por encima del punto de burbujeo.

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La figura 4.3 ilustra la situación en la que la presión del yacimiento ha caído desde su valor
inicial Pi a un valor inferior P, que todavía está por encima del punto de burbujeo. Como se
muestra en el diagrama P − T (recuadro), el único fluido en el yacimiento es el petróleo líquido
subsaturado. Cuando este petróleo se produce en la superficie, cada barril del tanque de
almacenamiento producirá, tras la separación del gas, Rsi pies cúbicos estándar de gas. Dado que
el petróleo está saturado con gas, lo que implica que podría disolverse más si este último
estuviera disponible, entonces el valor inicial de la relación gas-petróleo en solución debe
permanecer constante en Rsi (PCN/BN) hasta que la presión descienda hasta el punto de
burbujeo, en la que el petróleo está saturado, como se muestra en la fig. 4.2 (b).
La Figura 4.3 también muestra, de acuerdo con las definiciones de o y Rs, que si Rsi PCN
de gas se lleva al yacimiento con un BN de petróleo, entonces el gas se disolverá totalmente en
el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento para dar un volumen de o by de petróleo
más su gas disuelto. La Figura 4.2 (a) muestra que o aumenta ligeramente a medida que se
reduce la presión desde la presión inicial hasta el punto de burbujeo. Este efecto se debe
simplemente a la expansión del líquido y, dado que la compresibilidad del petróleo subsaturado
en el yacimiento es baja, la expansión es relativamente pequeña.
Por debajo del punto de burbujeo, la situación es más complicada, como se muestra en la
fig. 4.4.
Figura 4.4. Aplicación de los parámetros PVT para relacionar los volúmenes de hidrocarburos
en superficie y yacimiento; a presión por debajo del punto de burbujeo.

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En este caso, cada barril de petróleo que existe en tanque se produce junto con R PCN de
gas, donde R (PCN/BN) se denomina relación instantánea o de producción de gas-petróleo y se
mide diariamente. Como ya se señaló, parte de este gas se disuelve en el petróleo a condiciones
de yacimiento y se libera durante la producción en el separador, mientras que el resto consiste
en gas que ya se encuentra libre en el yacimiento. Además, el valor de R puede exceder en gran
medida a Rsi, la relación gas-petróleo en solución inicial, ya que, debido a la alta velocidad del
flujo de gas en comparación con el petróleo, es bastante normal producir una cantidad
desproporcionada de gas. Un gráfico típico de R en función de la presión del yacimiento se
muestra en la fig. 4.5, en ésta se puede observar que en un yacimiento con empuje por gas en
solución ocurre lo siguiente:
La presión desciende rápidamente desde la presión inicial hasta la presión de burbujeo
(mecanismo predominante: expansión roca-
fluido), luego de lo cual comienza la
liberación de gas en el yacimiento. En este
mismo intervalo de presión la relación gas-
petróleo, R, permanece constante e igual a
Rsi, debido a que el petróleo puede disolver
un mayor volumen de gas que el que tiene
disuelto (el petróleo en el yacimiento se
encuentra subsaturado) evitando la
liberación de gas.
Por debajo de la presión de burbujeo
se activa el mecanismo de empuje por gas en solución que evita la rápida caída de presión por
efecto de la expansión roca-fluido; en la interpretación de los datos de presión se observa un
cambio de pendiente en la curva de presión como se ilustra en la figura 4.5. En este intervalo de
presión se observa una ligera disminución de R, ya que se ha iniciado la liberación de gas en el
yacimiento, pero el gas liberado no ha alcanzado la saturación de gas crítica (Sgc) necesaria para
empezar a moverse por el medio poroso interconectado y por lo tanto, para ser producido en la
superficie. Esto provoca que la R medida en superficie siga siendo igual a la relación gas petróleo
en solución (Rs), pero con menor gas disuelto, como ya se explicó en la figura 4.2(b).

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Una vez superada la Sgc, el gas de solución liberado en el yacimiento viaja a una velocidad
diferente a la del petróleo, cuando ambos están sujetos al mismo diferencial de presión. La
velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad
del mismo. Típicamente, la viscosidad del gas en el yacimiento es aproximadamente cincuenta
veces menor que la del petróleo líquido y, en consecuencia, la velocidad del flujo de gas es mucho
mayor. Como resultado, es normal, cuando se produce desde un yacimiento en el que hay una
saturación de gas libre mayor a la Sgc, que el gas se producirá en mayor cantidad en comparación
con el petróleo. Es decir, se puede producir un barril de petróleo junto con un volumen de gas
que excede en gran medida el volumen de gas originalmente disuelto por barril de petróleo a
presiones por encima de la presión del punto de burbujeo. A medida que la presión desciende
ocurre una mayor liberación de gas, lo que incrementa la Sg y por consiguiente la R se incrementa
continuamente hasta que comienza a agotarse el gas contenido en el yacimiento y se inicia la
disminución de R, como se ilustra conceptualmente en la figura 4.5.
La relación gas-petróleo de producción se puede dividir en dos componentes como se
ilustra en la fig. 4.4, es decir:
𝑅 = 𝑅𝑠 + (𝑅 − 𝑅𝑠) (4-1)
El primero de estos, Rs, cuando se lleva al yacimiento con un BN de petróleo, se disolverá
en el aceite a la presión predominante del yacimiento para dar un o by de petróleo más gas
disuelto. El resto, (R - Rs) PCN/BN, cuando se expresa a condiciones de yacimiento ocupará un
volumen:
(𝑅 − 𝑅𝑠)𝑥𝛽𝑔 = 𝐺𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 (
𝑃𝐶𝑁
𝐵𝑁
) (4-2)
Y por lo tanto, la extracción total desde el yacimiento asociada con la producción de un BN
de petróleo es:
𝐸𝑥𝑡𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑌𝑎𝑐.
𝐵𝑁
(
𝑏𝑦
𝐵𝑁
) = 𝛽𝑜 + (𝑅 − 𝑅𝑠)𝛽𝑔 (4-3)
La relación anterior muestra por qué el factor volumétrico del gas tiene las unidades de
by/PCN. Es simplemente para convertir la relación gas-petróleo, medidas en PCN/BN,
directamente a by/BN y sean compatibles con las unidades de o.

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4.2 Presión y la Distribución de Fluidos en el Yacimiento.
La migración y acumulación de petróleo en un yacimiento lleva a la sustitución del poro
original por gas y petróleo, a pesar de que los poros de las rocas permanecen "mojados por el
agua" (es decir, sus paredes están cubiertas con una fina película de agua). La diferencia de
densidad hace que el gas se acumule en la parte superior del yacimiento y el petróleo
directamente por debajo. El agua subyace al petróleo, como un acuífero, pero se distribuye
continuamente por todo el yacimiento como fluido humectante, en el caso de los yacimientos
hidrófilos. Ver figura 4.6.
Figura 4.6. Distribución de fluidos en el yacimiento.
Las siguientes interfaces de fluido en el yacimiento son importantes:
• El contacto gas- petróleo original (GGPO): es una superficie que separa la capa de gas
de la zona de petróleo subyacente (también conocida como "pierna" o "columna" de
petróleo). Por debajo del GGPO, el gas puede estar presente solo como una fase disuelta
en el petróleo.
• El contacto agua-petróleo original (CAPO): es una superficie que separa la zona de
petróleo de la zona de agua subyacente. Por debajo del CAPO, el petróleo generalmente
está ausente o existe en menor cantidad en las cercanías del acuífero.
• El nivel de agua libre (NAL): es una superficie imaginaria en la que la presión en la zona
de petróleo es igual a la de la zona de agua, es decir, Po = Pw. En otras palabras, NAL es
el contacto agua-petróleo en ausencia de las fuerzas capilares asociadas con un medio
poroso.

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Sin embargo, el término "contacto agua-petróleo original" no tiene un significado único en
consideraciones de ingeniería de yacimientos. La distribución continua de la saturación de agua
en la zona del yacimiento (ver Sw en la Fig. 4.6) afecta fuertemente la movilidad relativa de la
fase de petróleo, lo que a su vez hace necesario distinguir las siguientes interfaces de saturación:
• El nivel de petróleo libre (FOL): es el nivel por encima del cual la saturación de petróleo
es lo suficientemente alta como para permitir su movilidad total (100% de productividad de
petróleo) y la saturación de agua es lo suficientemente baja como para inmovilizar el agua. En la
mayoría de los yacimientos, este es el nivel donde So excede el 70% del volumen poroso, lo que
significa que Sw <30%.
• El CAPO económico: es el nivel por encima del cual existe suficiente petróleo móvil, lo
que hace que toda la parte superior del yacimiento sea económicamente viable en términos de
tasa de petróleo. En la mayoría de los yacimientos, este es el nivel donde So excede el. 50% del
volumen poroso, aunque el valor umbral real puede variar, dependiendo de las condiciones del
yacimiento.
• El CAPO productivo: es el nivel por encima del cual el petróleo se adquiere movilidad.
Esto puede significar una Sw tan alta como 80-85% y So de solo 15-20%.
• El nivel de agua libre: se ubica por debajo del CAPO productivo y la Sw alcanza el 100%
del volumen poroso. En términos estrictos, este no es siempre el "nivel de agua 100%", como se
refiere a nuestra terminología común, porque la saturación de petróleo todavía puede estar en
el orden de algún porcentaje. Esta es la base del yacimiento, o el nivel de la columna de petróleo
por debajo de la cual las fuerzas capilares hacen que el petróleo sea completamente desplazado
o "imbibido" por los poros de la roca. Por lo tanto, algunos ingenieros prefieren referirse a esta
superficie como el nivel de desplazamiento capilar del petróleo o el nivel de presión umbral.
No es necesario agregar que la distribución de estas superficies es de crucial importancia
cuando se trata de consideraciones físicas (dinámica de fluidos) y económicas (recuperación de
petróleo). Las interfaces generalmente se determinan sobre la base de análisis y pruebas de
pozos. El NAL parecería ser el único CAPO independiente de la roca, representando la base
absoluta de la columna de petróleo, como se muestra en la figura 4.6.

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4.3 Métodos de Estimación de Reservas.
Los procedimientos analíticos para estimar reservas se dividen en tres grandes categorías:
(a) analogías, (b) estimaciones volumétricas y (c) estimaciones basadas en el comportamiento de
producción, (por ejemplo, balance de materiales, simulación con ajuste histórico, análisis de
declinación y análisis transitorios de producción). Se puede usar la simulación de yacimientos en
los análisis volumétricos o en aquellos basados en el comportamiento de producción.
Típicamente, las evaluaciones previas al descubrimiento y justo después del descubrimiento, se
realizan con datos de yacimientos análogos y estimaciones volumétricas. Después del inicio de la
producción y cuando los caudales de producción e información de presión están disponibles, se
pueden aplicar métodos basados en comportamiento de producción. Generalmente, se espera
una reducción en el rango de reservas totales a medida que se dispone de más información
(presión, comportamiento de producción), pero esto no siempre es el caso.
4.3.1 Método basado en analogía.
La analogía se usa ampliamente en la estimación de reservas y recursos petrolíferos,
particularmente en las etapas de exploración y desarrollo temprano cuando la información de
medición directa es limitada. La metodología se basa en la suposición de que el yacimiento
análogo es comparable al yacimiento sujeto a evaluación en relación con la descripción del
yacimiento, ya sea mediante una comparación directa de pozo a pozo o en una unidad de flujo
tomada como base. Esto se puede hacer determinando una recuperación promedio de petróleo
o gas por pozo en el yacimiento análogo (por ejemplo, 100.000 bbl/pozo) y aplicando un factor
de recuperación similar o ajustada a los pozos en el yacimiento considerado.
Los yacimientos análogos se aplican con frecuencia para ayudar en la evaluación de la
factibilidad económica, las características de declinación de la producción, el área de drenaje y
el factor de recobro (para los métodos primarios, secundarios y terciarios).
a. Depositación y estructura del yacimiento (por ejemplo, litología, entorno
depositacional, historia diagenética, fracturas naturales, composición química/mineral,
geometría, historia mecánica y deformación estructural).
b. Propiedades petrofísicas (por ejemplo, espesor neto y bruto, porosidad, saturación,
permeabilidad y heterogeneidad).

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c. Condiciones del yacimiento (por ejemplo, profundidad, temperatura y presión, y
tamaño de la acumulación de petróleo y acuífero).
d. Propiedades de fluido (por ejemplo, tipo de fluido original, composición, densidad y
viscosidad).
e. Mecanismo de producción.
f. Plan de desarrollo (por ejemplo, espaciado de pozos, tipo y número de pozos, métodos
de completación, levantamiento artificial, costos de desarrollo y operación, tipo de
instalación, restricciones, y procesamiento).
La lista anterior no es exhaustiva y las características análogas comparativas deben ser
relevantes para las características clave del yacimiento. Además, no es necesario que todos los
parámetros coincidan para considerar un yacimiento como un análogo. El evaluador debe
considerar los detalles de cada aplicación y su idoneidad para proporcionar información que
ayude a estimar los recursos recuperables.
La comparación con varios análogos, en lugar de un solo yacimiento, a menudo mejora la
comprensión del rango de incertidumbre en las cantidades recuperables estimadas del
yacimiento evaluado. Si bien los yacimientos en la misma área geográfica y de la misma edad
geológica suelen proporcionar mejores análogos, tal proximidad por sí sola puede no ser la
consideración principal. En todos los casos, los evaluadores deben documentar las similitudes y
diferencias entre el yacimiento análogo y el evaluado. La revisión del comportamiento del
yacimiento análogo es útil para garantizar la calidad de las evaluaciones de los recursos en todas
las etapas del desarrollo.
4.3.2 Método volumétrico
Es un método basado en datos de las dimensiones y geometría del yacimiento y se puede
dividir en estimaciones determinísticas y probabilísticas (estocásticas). Este procedimiento utiliza
la geometría y dimensiones del yacimiento, así como también las propiedades roca-fluidos para
calcular POES y posteriormente la porción que será recuperada por un yacimientos de desarrollo
específico. La estimación volumétrica puede basarse en enfoques probabilísticos o
determinísticos. Un enfoque probabilístico generalmente se aplica en las primeras etapas de
desarrollo cuando los datos son más limitados. A medida que el proyecto madura a través del

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desarrollo del campo, la metodología de evaluación a menudo se desplaza hacia estimaciones
determinísticas. Las variables claves que afectan la certidumbre en las estimaciones incluyen,
entre otras, las siguientes:
a. Geometría del yacimiento, heterogeneidad, compartamentalización y límites de trampa
que afectan el volumen bruto de la roca.
b. Características geológicas que definen el volumen de poro y la distribución de saturación
de petróleo.
c. Posición y naturaleza de los contactos o límites, por ejemplo: hidrocarburos más bajos
conocidos, contacto agua-petróleo (CAPO), contacto gas-agua (CGAO), contacto gas-
petróleo (CGPO) y gradiente de fluidos.
d. Combinaciones de calidad del yacimiento, tipos de fluidos y contactos que controlan las
distribuciones de saturación (vertical y horizontalmente).
La principal dificultad en una estimación volumétrica de reservas está en la transferencia
de datos obtenidos a pequeña escala (análisis de núcleos, datos de litofacies, registros de pozos,
etc.) a una escala mucho mayor (es decir, "escalamiento de datos" para el espacio intermedio).
4.3.2.1 Cálculo volumétrico de fluidos originales en sitio.
Antes de definir las ecuaciones para cada caso en la estimación de los fluidos originales en
sitio en yacimientos de petróleo, se deben considerar los siguientes parámetros:
  = porosidad promedio, fracción
Swi = saturación de agua inicial promedio, fracción
Sgi = saturación de gas inicial promedio, fracción
Soi = saturación de petróleo inicial promedio, fracción
Vt = volumen total de roca yacimiento, acres-pies
oi = factor volumétrico del petróleo a la presión inicial, by/BN
 gi = factor volumétrico del petróleo a la presión inicial, by/BN
Rsi = relación gas-petróleo disuelto a la presión inicial, PCN/BN
A continuación se detallan las ecuaciones que se deben utilizar para la estimación de los
fluidos originales en sitio, dependiendo del tipo de yacimiento de acuerdo al estado del fluido.

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Yacimientos de Petróleo Subsaturado
Considere un yacimiento de petróleo de tipo subsaturado, en el cual todo el hidrocarburo
original en sitio se encuentra en la fase líquida, la ecuación volumétrica para el cálculo del
petróleo original en sitio es la siguiente:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
, (4 − 4)
Donde el valor 7.758 es un factor de conversión de acres-pies a PCY (PCY/acres-pies). Por
tratarse de un yacimiento de tipo subsaturado, todo el gas original en sitio (GOES) se encuentra
disuelto en el petróleo, por lo tanto se utiliza la siguiente ecuación:
𝐺𝑂𝐸𝑆(𝑃𝐶𝑁) = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 , (4 − 5)
Ejemplo 4.1. Considere un yacimiento de petróleo con las siguientes características:
presión inicial (Pi) = 7.580 lpca; presión de burbujeo (Pb) = 5.800 lpca; porosidad () = 12,7%;
saturación de agua inicial (Swi) = 15,4%; espesor promedio (h) = 98 pies; área (A) = 950 acres,
factor volumétrico del petróleo a presión inicial (oi) = 1,4852 by/BN, relación gas-petróleo en
solución inicial (Rsi) = 780 PCN/BN. Se desea conocer los fluidos originales en sitio.
Solución: lo primero es identificar el estado del fluido a las condiciones iniciales. Como la
presión inicial del yacimiento (7.580 lpca) se encuentra por encima de la presión de burbujeo
(5.800 lpca) el yacimiento se clasifica como de tipo subsaturado, lo que quiere decir que el
volumen total del yacimiento (Vt = Axh) se encuentra saturado de petróleo y agua (Soi = 1 – Swi).
Para el cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES), se utiliza la ecuación 4-4:
𝑷𝑶𝑬𝑺(𝑩𝑵) =
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
=
7.758 ∗ 0,127 ∗ (1 − 0,154) ∗ 950 ∗ 98
1,4852
𝑷𝑶𝑬𝑺(𝑩𝑵) = 𝟓𝟐. 𝟐𝟓𝟎. 𝟐𝟕𝟕 𝑩𝑵
Como el yacimiento es de tipo subsaturado, todo el Gas Original en Sitio (GOES) se
encuentra disuelto y formando parte del volumen de POES. Para calcular el GOES se utiliza la
ecuación 4-5.

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𝑮𝑶𝑬𝑺(𝑷𝑪𝑵) = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 =
52.250.277 ∗ 780
1.000
= 𝟒𝟎. 𝟕𝟓𝟓. 𝟐𝟏𝟔 𝑴𝑷𝑪𝑵
El yacimiento cuenta con un POES = 52,3 MMBN de crudo y un GOES = 40,7 MMMPCN de
gas. Por ser un yacimiento de petróleo, al gas se le conoce como gas asociado, adicionalmente
se encuentra totalmente disuelto en el petróleo.
Yacimientos de Petróleo Saturado
Para yacimientos de tipo saturados, en los cuales se tiene gas libre inicialmente en
equilibrio termodinámico con la fase líquida, el petróleo original en sitio se calcula con la
siguiente ecuación:
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑔𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
, (4 − 6)
Por razones prácticas, cuando se tiene un yacimiento con capa de gas (saturado) el cálculo
del volumen total yacimiento se realiza separado para la zona de petróleo y la capa de gas. De
esta manera, tanto la Soi, como la Sgi en cada zona respectiva es: Soi = Sgi = 1 – Swi. Este
procedimiento se realiza, por la disponibilidad de los datos de saturación. El dato comúnmente
calculado a través de registros de pozos y/o núcleos es la saturación de agua. Con esta
consideración la ecuación 4-6 se puede reescribir de la siguiente manera:
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑔𝑖) ∗ 𝑉𝑍𝑃
𝛽𝑜𝑖
, (4 − 7)
Donde el subíndice ZP se refiere a la zona de petróleo.
Para el cálculo del gas original en sitio de la capa de gas presente en los yacimientos de tipo
saturado, se utiliza la siguiente ecuación:
𝐺𝑂𝐸𝑆(¨𝑃𝐶𝑁) =
43.560 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑔𝑖
, (4 − 8)
Cuando el cálculo del volumen del yacimiento se realiza por separado para la zona de
petróleo y la zona de gas, la ecuación 4-8 se reescribe de la siguiente manera:

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𝐺𝑂𝐸𝑆(𝑃𝐶𝑁) =
43.560 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖 − 𝑆𝑜𝑖) ∗ 𝑉𝑍𝐺
𝛽𝑔𝑖
, (4 − 9)
Donde el subíndice ZG se refiere a la zona de gas libre.
El GOES obtenido con las ecuaciones 4-8 y 4-9 es el gas libre original que denotaremos con
el subíndice L, no obstante en el POES obtenido con las ecuaciones 4-6 y 4-7 se encuentran un
volumen de gas disuelto que puede ser calculado con la ecuación 4-5 y denotaremos con el
subíndice D, El GOES total contenido en el yacimiento es la sumatoria de estos volúmenes como
se indica en la siguiente ecuación:
𝐺𝑂𝐸𝑆𝑇(𝑀𝑃𝐶𝑁) = 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐿 + 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐷 (4-10)
Ejemplo 4.2. Considere un yacimiento de petróleo con las siguientes características:
presión inicial (Pi) = 4.280 lpca; presión de burbujeo (Pb) = 5.800 lpca; porosidad () = 11,2%;
saturación de agua inicial (Swi) = 16,4%; volumen de la zona de petróleo (VZP) = 152.500 acres-
pies; volumen de la zona de gas (VZG) = 61.000 acres-pies, factor volumétrico del petróleo a
presión inicial (oi) = 1,3252 by/BN; factor volumétrico del gas a presión inicial (gi) =
0,00382803 PCY/PCN; relación gas-petróleo en solución inicial (Rsi) = 980 PCN/BN. Se desea
conocer los fluidos originales en sitio.
Solución: lo primero es identificar el estado del fluido a las condiciones iniciales. Como la
presión inicial del yacimiento (4.280 lpca) se encuentra por debajo de la presión de burbujeo
(5.800 lpca) el yacimiento se clasifica como de tipo saturado. Para el cálculo del Petróleo Original
en Sitio (POES), se utiliza la ecuación 4-7:
𝑃𝑂𝐸𝑆(𝐵𝑁) = 7.758 ∙
∅ ∙ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∙ 𝑉𝑍𝑃
𝛽𝑜𝑖
= 7.7758 ∗
0,112 ∗ (1 − 0,164) ∗ 152.500
1,3252
𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟖𝟑. 𝟓𝟗𝟏. 𝟓𝟕𝟐 𝑩𝑵
En el POES obtenido se encuentra un volumen de gas disuelto originalmente que se calcula
con la ecuación 4-5:
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑫 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 =
83.591.572 ∗ 980
1.000
= 𝟖𝟏. 𝟗𝟏𝟗. 𝟕𝟒𝟏 𝑴𝑷𝑪𝑵
Para el cálculo del Gas Original en Sitio libre (capa de gas) se utiliza la ecuación 4-9

17
𝐺𝑂𝐸𝑆𝐿(𝑀𝑃𝐶𝑁) =
43.560
1.000
∗
0,112 ∗ (1 − 0,164) ∗ 61.000
0,00382803
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑳 = 𝟔𝟒. 𝟗𝟗𝟑. 𝟎𝟏𝟑 𝑴𝑷𝑪𝑵
Finalmente el Gas Original en Sitio Total (GOEST) se obtiene empleando la ecuación 4-8:
𝐺𝑂𝐸𝑆𝑇 = 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐿 + 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐷 = 64.993.013 + 81.919.741
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑻 = 𝟏𝟒𝟔. 𝟗𝟏𝟐. 𝟕𝟓𝟒
El yacimiento contiene un POES = 83,6 MMBN de petróleo crudo y un GOES = 146,9
MMMPCN de gas asociado, de los cuales 64,9 MMMPCN se encuentran libre y 81,9 MMMPCN
se encuentra disuelto en el POES.
4.3.2.2 Factor de recobro de primario (FRp).
El factor de recobro primario del petróleo se define como la fracción del petróleo original
en sitio que puede ser recuperado de un yacimiento. De acuerdo a la definición, el volumen
obtenido no es más que las reservas iniciales (recuperables totales). Entre las variables que
afectan la recuperación de hidrocarburos se pueden enumerar las siguientes:
 Características físicas de la roca: porosidad, permeabilidad, heterogeneidad de medio
poroso, temperatura del sistema, saturación de fluidos, presiones capilares y
humectabilidad de la roca.
 La presión: que representa la energía del yacimiento.
 Propiedades físicas del petróleo: viscosidad, factor volumétrico, gas en solución,
gravedad API, entre otros.
 Mecanismos de producción: expansión roca-fluido, expansión por gas en solución,
expansión de la capa de gas, empuje hidráulico y segregación gravitacional.
 Otros factores: estas por lo general tienen que ver con las restricciones impuestas por
el operador, entre ellas se encuentran la tasa de producción, características de los pozos,
número de pozos, entre otros.
La expresión matemática en unidad porcentual para el factor de recobro primario del
petróleo, es la siguiente:

18
𝐹𝑅𝑝 =
𝑁𝑝
𝑃𝑂𝐸𝑆
𝑥100 (4 − 11)
Donde Np son las reservas iniciales de petróleo si se calcula a la presión de abandono. A
cualquier otra presión se obtiene la recuperación porcentual de petróleo a dicha presión.
Existen algunas correlaciones para estimar el factor de recobro primario de un yacimiento,
como el método empírico del Instituto Americano del Petróleo, también llamado método de
ARPS. Esta correlación se basó en 312 cuestionarios suministrados por empresas petroleras,
setenta (70) de estos yacimientos tenían una "precisión aceptable" para la correlación de empuje
hidráulico, todos de areniscas. Se usaron ochenta (80) para la correlación de empuje por gas en
solución, de las cuales sesenta y siete (67) eran areniscas y trece (13) eran carbonatos. Los
yacimientos seleccionados fueron luego ponderados 1, 2 y 3 de acuerdo con las estimaciones de
los miembros del Subcomité sobre la calidad de los datos.
Las correlaciones fueron desarrolladas para recuperación de petróleo (no para eficiencia
de recuperación) y son como siguen:
Para empuje por gas en solución
𝐹𝑅𝑝 = 41,85 [
∅(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜𝑏
]
0,1611
[
𝑘
𝜇𝑜𝑏
]
0,0979
[𝑆𝑤𝑖]0,3722
[
𝑃𝑏
𝑃
𝑎
]
0,1741
(4 − 12)
Para empuje hidráulico
𝐹𝑅𝑝 = 54,898 [
∅(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝐵𝑜𝑖
]
0,0422
[
𝑘𝜇𝑤𝑖
𝜇𝑜𝑖
]
0,0770
[𝑆𝑤𝑖]−0,1903
[
𝑃𝑖
𝑃
𝑎
]
−0,2159
(4 − 13)
Donde:
FRp = Factor de recobro de petróleo, %
 = Porosidad, fracción
Swi= Saturación de agua inicial., fracción
ob= Factor volumétrico del petróleo a Pb, BY/BN
oi= Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN
k = Permeabilidad, D
µoi =Viscosidad del petróleo a Pi, cP

19
µob =Viscosidad del petróleo a Pb, cP
µwi =Viscosidad del agua a Pi, cP
Pi = Presión inicial, lpca
Pb = Presión de burbujeo, lpca
Pa= Presión de abandono, lpca
Para el cálculo del factor de recobro de gas en solución, el Dr Gonzalo Rojas propuso la
siguiente ecuación que aplica para yacimientos de tipo volumétrico que producen por el empuje
de gas en solución:
𝐹𝑅𝑔𝑠 = 1 − [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [
𝑅𝑠𝑎
𝑅𝑠𝑖
] − [
1
𝑅𝑠𝑖
] ∗ [
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑔𝑎
] ∗ [
𝑆𝑔𝑎
1 − (𝑆𝑤𝑖 100
⁄ )
] (4 − 14)
𝑆𝑔𝑎 = [1 − 𝑆𝑜𝑎 −
𝑆𝑤𝑖
100
] (4 − 15)
𝑆𝑜𝑎 = [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [1 −
𝑆𝑤𝑖
100
] ∗ [
𝛽𝑜𝑎
𝛽𝑜𝑖
] (4 − 16)
Donde;
FRp= Factor de recobro de petróleo, fracción
FRgs= Factor de recobro de gas en solución, fracción
Swi= Saturación de agua inicial, %
Sga= Saturación de gas de abandono, %
Soa= Saturación de petróleo de abandono, %
βoi= Factor volumétrico inicial del petróleo, BY/BN
βoab= Factor volumétrico del petróleo al abandono, BY/BN
ga= Factor volumétrico de gas de abandono. BY/PCN
Rsa = relación gas petróleo al abandono, PCN/BN
Rsi = relación gas petróleo inicial, PCN/BN
Ejemplo 4.3. Se tiene un yacimiento volumétrico con una presión inicial de 7.500 lpca y una
presión de burbujeo de 4.800 lpca. El yacimiento tiene una temperatura de 139 °F y el fluido que
contiene tiene una gravedad de 28 °API y el gas una gravedad específica de 0,655. Otras
características del yacimiento se presentan a continuación:

20
= 14,7 % oi = 1,3287 by/BN Rsi = 850 PCN/BN
Swi = 21,3 % ob = 1,3518 by/BN Rsa = 177 PCN/BN
A = 1.230 acres oa = 1,1100 by/BN oi = 1,0205 cP
h = 85 pies Za = 0,892 ob = 0,9943 cP
Se desea conocer las reservas iniciales del yacimiento si los datos al abandono se estimaron
a una presión de 1.000 Lpca y la permeabilidad es de 85 mD.
Solución: como se indicó anteriormente, lo primero antes de iniciar los cálculos es
determinar el tipo de yacimiento de acuerdo al estado del fluido. Del análisis de los datos de
yacimiento proporcionados se puede deducir que el yacimiento es de tipo subsaturado (Pi>Pb);
otro manera de identificar el estado del fluido, a la presión inicial, es observando el
comportamiento del o (oi < ob), condición que se cumple para los yacimientos de tipo
subsaturado. Una vez que se conoce el tipo de yacimiento (volumétrico, subsaturado) se puede
elegir la ecuación a utilizar para el cálculo del POES. Se utilizará la ecuación 4-4:
7.758 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤𝑖) ∗ 𝑉𝑡
𝛽𝑜𝑖
=
7.758 ∗ 0,147 ∗ (1 − 0,213) ∗ 1.230 ∗ 85
1,3287
𝑷𝑶𝑬𝑺 = 𝟕𝟎. 𝟔𝟐𝟏. 𝟖𝟐𝟔 𝑩𝑵
Para el GOES se emplea la ecuación 4 – 5, para gas en solución.
𝑮𝑶𝑬𝑺𝑫 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∙ 𝑅𝑠𝑖 =
70.621.826 ∗ 850
1.000
= 𝟔𝟎. 𝟎𝟐𝟖. 𝟓𝟓𝟐 𝑴𝑷𝑪𝑵
No se tiene gas libre inicialmente, por lo que el GOES Total corresponde al GOES en solución
(GOESD).
Ahora se debe calcular los factores de recobro, para obtener las reservas de petróleo y gas,
respectivamente. Como ya se indicó, el yacimiento es de tipo volumétrico y subsaturado, por lo
que su mecanismo de producción predominante será la expansión por gas en solución, esto nos
permite utilizar la ecuación 4-12, para el cálculo del FRp.
𝐹𝑅𝑝 = 41,85 [
∅(1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝛽𝑜𝑏
]
0,1611
[
𝑘
𝜇𝑜𝑏
]
0,0979
[𝑆𝑤𝑖]0,3722
[
𝑃𝑏
𝑃
𝑎
]
0,1741

21
𝐹𝑅𝑝 = 41,85 [
0,147 ∗ (1 − 0,213)
1,3518
]
0,1611
[
85𝑥10−3
0,9943
]
0,0979
[0,213]0,3722
[
4.800
1.000
]
0,1741
𝑭𝑹𝒑 = 𝟏𝟔, 𝟒 %
El factor de recobro calculado corresponde al gas en solución (Pb Pa) se debe calcular
también el factor de recobro por efecto de la expansión del petróleo (Pi Pb), para ello se
utilizara la siguiente ecuación (4 – 17) que aplica para yacimientos volumétricos de tipo
subsaturado.
𝐹𝑅𝑝 = (1 −
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑜𝑏
) 𝑥100 (4 − 17)
𝑭𝑹𝒑 = (1 −
1,3287
1,3518
) 𝑥100 = 𝟏, 𝟕%
El factor de recobro por efecto combinando de empuje por expansión de fluido (petróleo
crudo) y gas en solución es el siguiente:
𝑭𝑹𝒑 = 16,4 + 1,7 = 𝟏𝟖, 𝟏%
Las reservas iniciales de petróleo se obtienen con la siguiente ecuación:
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐶𝑟𝑢𝑑𝑜 = 𝑃𝑂𝐸𝑆𝑥𝐹𝑅𝑝 (4 − 18)
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐶𝑟𝑢𝑑𝑜 = 70.621.826𝑥0,181
𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒂𝒔 𝑰𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍𝒆𝒔 𝑪𝒓𝒖𝒅𝒐 = 𝟏𝟐. 𝟕𝟖𝟐. 𝟓𝟓𝟏 𝑩𝑵
Para las reservas iniciales de gas se calcula el factor de recobro del gas en solución (todo el
gas se encuentra disuelto inicialmente), para ello se emplea la ecuación 4-14, 4-15 y 4-16.
𝑆𝑜𝑎 = [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [1 −
𝑆𝑤𝑖
100
] ∗ [
𝛽𝑜𝑎
𝛽𝑜𝑖
] = [1 −
18,1
100
] ∗ [1 −
21,3
100
] ∗ [
1,1100
1,3287
]
𝑺𝒐𝒂 = 𝟎, 𝟓𝟑𝟖
𝑆𝑔𝑎 = [1 − 𝑆𝑜𝑎 −
𝑆𝑤𝑖
100
] = [1 − 0,538 −
21,3
100
]
𝑺𝒈𝒂 = 𝟎, 𝟐𝟒𝟗

22
Se calcula el factor volumétrico del gas
𝜷𝒈𝒂 = 0,00504 ∗
𝑍𝑇
𝑃
(
𝑏𝑦
𝑃𝐶𝑁
) = 0,00504 ∗
0,892 ∗ (139 + 460)
1.000
= 𝟎, 𝟎𝟎𝟐𝟔𝟗𝟐𝟗𝟏
𝒃𝒚
𝑷𝑪𝑵
Se calcula ahora el FRgs
𝐹𝑅𝑔𝑠 = 1 − [1 −
𝐹𝑅𝑝
100
] ∗ [
𝑅𝑠𝑎
𝑅𝑠𝑖
] − [
1
𝑅𝑠𝑖
] ∗ [
𝛽𝑜𝑖
𝛽𝑔𝑎
] ∗ [
𝑆𝑔𝑎
1 − (𝑆𝑤𝑖 100
⁄ )
]
𝐹𝑅𝑔𝑠 = 1 − [1 −
18,1
100
] ∗ [
177
850
] − [
1
850
] ∗ [
1,3287
0,00269291
] ∗ [
0,249
1 − (21,3 100
⁄ )
]
𝑭𝑹𝒈𝒔 = 𝟎, 𝟔𝟒𝟔
𝑭𝑹𝒈𝒔 = 𝟎, 𝟔𝟒𝟔𝒙𝟏𝟎𝟎 = 𝟔𝟒, 𝟔%
Finalmente se obtiene las reservas de gas (en solución) con la ecuación 4 – 19.
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐺𝑎𝑠 = 𝐺𝑂𝐸𝑆𝐷𝑥𝐹𝑅𝑔𝑠 (4 − 19)
𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑎𝑠 𝐼𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 𝐺𝑎𝑠 = 60.028.552𝑥0,646
𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒂𝒔 𝑰𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍𝒆𝒔 𝑮𝒂𝒔 = 𝟑𝟖. 𝟕𝟕𝟖. 𝟒𝟒𝟓 𝑴𝑷𝑪𝑵
El yacimiento caracterizado cuenta con unas reservas primarias e iniciales de 12,8 MMBN
de crudo y 38,7 MMMPCN de gas asociado, que se obtienen por el empuje combinado de la
expansión de petróleo (desde la presión inicial hasta la presión de burbujeo: 1,7%) y la expansión
por gas en solución (desde la presión de burbujeo hasta el abandono: 16,4%). En cuanto al gas, el
factor de recobro por gas en solución es de 64,6%.
4.3.3 Método de balance de materiales.
Los métodos de balance de materiales usados para estimar cantidades recuperables
involucran el análisis del comportamiento de la presión a medida que se extraen los fluidos del
yacimiento. En condiciones ideales, tales como yacimientos con agotamiento por empuje de gas
en rocas homogéneas, de alta permeabilidad y donde se encuentran disponibles datos de presión
de alta calidad, las estimaciones basadas en balance de materiales pueden ofrecer estimaciones
altamente confiables en la recuperación final a diferentes presiones de abandono. En situaciones
complejas, tales como aquellas que involucran la invasión de agua, compartamentalización,

23
comportamiento multifásico, yacimientos de múltiples horizontes o de baja permeabilidad,
lutitas o CBM, las estimaciones de balance de materiales por sí solas pueden brindar resultados
erróneos. Los evaluadores deberían ser cuidadosos tomando en cuenta la complejidad del
yacimiento y su respuesta de presión al agotamiento en el desarrollo de perfiles de incertidumbre
para el proyecto de recuperación aplicado.
4.3.4 Análisis del comportamiento de la producción.
Los análisis del cambio en caudal de producción y las relaciones de fluido de producción en
función del tiempo y la producción acumulada a medida que se extraen los fluidos del yacimiento,
brindan información útil para predecir las cantidades finales por recuperar. En algunos casos,
antes que la declinación en caudales de producción se vuelva observable, las tendencias en los
indicadores de comportamiento de producción tales como la relación gas/petróleo, la relación
agua/petróleo, la relación condensado/gas y las presiones de fondo o de flujo pueden
extrapolarse a una condición de límite económico para estimar las Reservas.
4.4 Ecuación de Balance de Materiales.
La ecuación de balance de materiales (EBM) ha sido reconocida durante mucho tiempo
como una de las herramientas básicas de los ingenieros de yacimientos para interpretar y
predecir el comportamiento del yacimiento. La EBM, cuando se aplica correctamente, se puede
utilizar para:
 Estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos existentes;
 Predecir la presión del yacimiento;
 Calcular la afluencia de agua;
 Predecir el desempeño futuro del yacimiento;
 Predecir la recuperación final de hidrocarburos bajo varios tipos de mecanismos
primarios de empuje.
Aunque en algunos casos es posible resolver la EBM simultáneamente para los volúmenes
originales de hidrocarburos en sitio (GOES y POES), es decir, los volúmenes de petróleo y gas, y
la intrusión de agua, generalmente se deben conocer uno u otro a partir de otros datos o
métodos que no dependen del balance de los cálculos de balance de materiales. La precisión de
los valores calculados depende de la confiabilidad de los datos disponibles y si las características

24
del yacimiento cumplen con los supuestos asociados con el desarrollo de la EBM. La ecuación
está estructurada para simplemente mantener un inventario de todos los materiales que entran,
salen y se acumulan en el yacimiento, también se le conoce como balance de masas.
El concepto de Balance de Materiales fue presentado por Schilthuis en 1936 y se basa
simplemente en el principio del equilibrio volumétrico. Establece que la extracción acumulada
de los fluidos del yacimiento es igual a los efectos combinados de la expansión del fluido, la
compactación del volumen de poros y la afluencia de agua. En su forma más simple, la ecuación
establece, sobre una base volumétrica, que la suma entre la cantidad de fluidos producidos y la
cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos presentes
inicialmente en el yacimiento y la expresión matemática es la siguiente:
Dado que hay petróleo, gas y agua en los yacimientos de petróleo, la EBM puede expresarse
para los fluidos totales o para cualquiera de los fluidos presentes. A continuación se presentan
en detalle tres formas diferentes de MBE. Estos son:
(1) MBE generalizado;
(2) MBE como una ecuación de una línea recta;
(3) Forma de Tracy del MBE.
4.5 Ecuación de Balance de Materiales Generalizada.
La EBM está diseñada para tratar el yacimiento como un solo tanque o región que se
caracteriza por las propiedades homogéneas de la roca y se describe por una presión promedio,
es decir, sin variación de presión en todo el yacimiento, en cualquier momento o etapa de
producción en particular. Por lo tanto, la EBM se conoce comúnmente como modelo de tanque
o modelo de dimensión cero (0-D). Por supuesto, estas suposiciones no son realistas, ya que los
yacimientos generalmente se consideran heterogéneos con una variación considerable de
presiones en toda su extensión. Sin embargo, se muestra que el modelo de tipo tanque predice
con precisión el comportamiento del yacimiento en la mayoría de los casos si se dispone de
presiones promedias precisas y datos de producción.

25
4.5.1 Suposiciones básicas de la Ecuación de Balance de Materiales.
La EBM mantiene un inventario de todo el material que ingresa, sale o se acumula dentro
de una región durante períodos de tiempo discretos en el historial de producción. El cálculo es
más vulnerable a muchas de sus suposiciones subyacentes al principio de la secuencia de
agotamiento cuando los movimientos de los fluidos son limitados y los cambios de presión son
pequeños. El agotamiento desigual y el desarrollo parcial del yacimiento agravan el problema de
precisión. Los supuestos básicos en la EBM son los siguientes:
Temperatura constante. Se supone que los cambios de presión-volumen en el yacimiento
ocurren sin cambios de temperatura. Si se produce algún cambio de temperatura, suele ser lo
suficientemente pequeño como para ignorarlo sin un error significativo.
Características del yacimiento. El yacimiento tiene características uniformes de porosidad,
permeabilidad y espesor. Además, el cambio en el contacto gas-petróleo o petróleo-agua es
uniforme en todo el yacimiento.
Recuperación de fluidos. La recuperación de fluido se considera independiente de la tasa,
el número de pozos o la ubicación de los pozos. El elemento de tiempo no se expresa
explícitamente en el balance de materiales cuando se aplica para predecir el comportamiento
futuro del yacimiento.
Equilibrio de presión. Todas las partes del yacimiento tienen la misma presión y, por lo
tanto, las propiedades del fluido son constantes en todo momento. Por lo general, se pueden
ignorar variaciones menores en las cercanías de los pozos. Una variación sustancial de presión en
el yacimiento puede provocar un error de cálculo excesivo. Se supone que las muestras o
conjuntos de datos PVT representan las composiciones reales de los fluidos y que se han utilizado
procedimientos de laboratorios fiables y representativos. En particular, la gran mayoría de los
balances de materiales asume que los datos de agotamiento diferencial representan el flujo del
yacimiento y que los datos flash (separación instantánea) del separador pueden usarse para
corregir la transición del pozo a las condiciones de la superficie. Dichos tratamientos PVT de
"petróleo negro" relacionan los cambios de volumen con la temperatura y la presión únicamente.
Pierden validez en los casos de yacimientos de condensado de gas o petróleo volátil donde las

26
composiciones también son importantes. Se pueden utilizar procedimientos de laboratorio
especiales para mejorar los datos PVT para situaciones de fluidos volátiles.
Volumen constante del yacimiento. Se supone que el volumen del yacimiento es
constante, excepto en las condiciones de expansión de rocas y agua connata o intrusión de agua
que se consideran específicamente en la ecuación. Se considera que la formación es lo
suficientemente compacta como para que no ocurra ningún cambio de volumen significativo a
través del movimiento o reacomodamiento de la formación debido a la presión de sobrecarga a
medida que se reduce la presión interna del yacimiento. El supuesto de volumen constante
también se relaciona con un área de interés a la que se aplica la ecuación.
Datos de producción fiables. Todos los datos de producción deben registrarse con respecto
al mismo período de tiempo. Si es posible, los registros de producción de gas en solución y de
capa de gas deben mantenerse por separado. Las mediciones de gravedad de gas y petróleo
deben registrarse junto con los datos de volumen de fluido. Algunos yacimientos requieren un
análisis más detallado y el balance de materiales a resolver para segmentos volumétricos. Las
densidades del fluido producidas ayudarán en la selección de los segmentos volumétricos y
también en el promedio de las propiedades del fluido. Básicamente, hay tres tipos de datos de
producción que deben registrarse para poder utilizar la EBM para realizar cálculos de yacimientos
confiables. Estos son:
(1) Los datos de producción de petróleo, incluso para propiedades que no son de interés,
generalmente se pueden obtener de varias fuentes y generalmente son bastante confiables.
(2) Los datos de producción de gas están cada vez más disponibles y son más confiables a
medida que aumenta el valor de mercado de este producto; desafortunadamente, estos datos a
menudo serán más cuestionables donde se quema gas.
(3) El término de producción de agua debe representar solo las extracciones netas de agua;
por lo tanto, cuando la inyección del agua producida se realiza en el mismo yacimiento fuente,
se eliminará la mayor parte del error debido a datos deficientes.

27
Referencias Bibliográficas
1. Djebbar Tiab. Gas Reservoir Engineering. Universidad de Oklahoma. Norman, Oklahoma,
U.S.A.
2. L.P. Dake. Fundamentals of Reservoirs Engineering. Shell Learning and Development.
Amsterdam, The Netherlands.
3. McCain William Jr. The Properties of the Petroleum Fluids. Second Edition. Penn Well
Publishing Company. Tulsa Oklahoma, EEUU.
4. Tarek Ahmed. Reservoir Engineering. Gulf Professional Publishing. Segunda 2001.
5. TOTAL C.F.P. Seminario de Evaluación de Yacimientos Petrolíferos.

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