10 volume calculationesp
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PRW& AIE
Cálculo de volumenCapacitación Petrolera Básica
Técnicas de Interpretación Sísmica y Geofísica
La Paz, Bolivia 21 – 25 de mayo de 2012
PRW& AIE
De Volumen Bruto de Roca (VBR) a
Volumen Poroso de Hidrocarburos (VPHC)
N/G = 60%
Ф = 20%
1 – Sw = 70%
VBR
VBR x N/G
VBR x N/G x Ф
VBR x N/G x Ф x 1-Sw
PRW& AIE
Volumen Bruto de Roca
El VBR – Volumen Bruto de Roca – es la cantidad de roca en la trampa encima del contacto hidrocarburos-agua. Este volumen es definido por el mapa de la estructura del reservorio superior y el contacto hidrocarburos-agua.
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Descubrimiento de gas
S N
Sección sísmica
Mapa de contorno de la estructura
Geoperfiles
PRW& AIEVolumen Bruto de Roca, descubrimiento de gas
PRW& AIEVolumen Bruto de Roca, descubrimiento de gas
10m
2 km²
=10 x 2x1000 x 1000 m3 = 20 x 106 m3
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Ejercicio 14
VBR
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Permeabilidad
PRW& AIE
Porosidad
1mm
1mm
Reservorio de arenisca:
Reservorio de carbonato:
La porosidad es la cantidad de espacio“abierto” en un determinado volumen deroca
100
=φ
brutovolumen
porosovolumen
La porosidad se estima a partir de:• Cálculos de registros eléctricos• Mediciones de Núcleos
La Porosidad puede ser primaria(porosidad deposicional en una arenisca) osecundaria (la porosidad de fractura, ladisolución de los cementos, etc.)
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Permeabilidad
porosporos
clastosclastos
La Permeabilidad es unamedida de la facilidad conque un fluido puede fluir através de una unidad de rocaporosa.
( )l
PkAQ
δδ
µ
γ=
Q: flujo de volumen por unidad de tiempo
k: permeabilidad específica (Darcy)
A: área transversal
γγγγ: peso específico del fluido
µµµµ: viscosidad absoluta del fluido
δδδδP/δδδδl: gradiente de presión
cemento/matrizcemento/matriz
¿Qué valor representa una buena permeabilidad?
< 1 mD = Mala1-10 mD = Media10-100 mD = Buena100-1000 mD = Muy buena
La Permeabilidad afecta el factor de recuperación
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Porosidad
La porosidad es la cantidad de espacio “abierto” dentro de un determinado volumen de roca
Para la industria petrolea, el concepto de porosidad efectiva usado, se refiere a la cantidad de espacio poroso que está interconectado
100
=φ
brutovolumen
porosovolumen
100
=
bruto volumen
tadointerconec poral volumeneφ
La Porosidad puede ser primaria (por ejemplo porosidad deposicionalen una arenisca) o secundaria (por ejemplo la porosidad de fractura,la disolución de los cementos, etc.)
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Porosity vs Permeability
0,001
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
100000
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4
Porosity (fraction)
Perm
eab
ilit
y (
mD
)
6507/2-2
6507/2-3
35/3-2
35/9-3 (Coniac)
Porosidad Efectiva
100
=
brutovolume
oerconectade
int poral volumenφ
Las gráficas de Porosidad –
permeabilidad se usan para determinar la porosidad efectiva:
Para petróleo, la porosidad de corte es la porosidad promedia con 1 mD de permeabilidad (usualmente +/- 12% ΦΦΦΦ)
Para gas, la porosidad de corte es la porosidad promedia en 0,1 mD de permeabilidad (+/- 9%)
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Porosidad
1mm
1mm
La porosidad varía con la profundidad del reservorio
Reservorio de areniscas:
Reservorio carbonatado:
Porosity vs depth; Turbidite reservoirs
0,000
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
0,700
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Depth (mMSL)
Po
rosit
y (
fracti
on
)
North Sea Tertiary Turbidite reservoirs
BP progn.
6507/2-2 Lysing
6507/2-2 Lange
6506/11-3 Lysing
6506/11-3 Lange
6507/2-2 Cores
6507/2-3 Cores
6505/10-1 Lysing
6204/10-1 Lysing
6204/10-1 Agat
6204/11-1 Lysing
35/3-2 Agat
35/3-4 Agat
35/3-2 Cores
35/9-3 Albian Slope fan
35/9-3 Con. Slope apron
35/9-3 Cores (Coniac.)
35/9-3 T2 Cores (Alb.)
Min
Max
Curve Fit (Exp. funct.)
Porosidad vs Profundidad; Reservorio de Turbiditas
Po
rosid
ad
(f
racció
n)
Profundidad (m MSL)
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Porosidad
¿Qué valor representa una buena porosidad?
0-5% Despreciable
5-10% Mala
10-15% Mediana
15-20% Buena
>20% Muy buena
Un valor de corte (límite) práctico para el petróleo es:
Arenisca ~8%
Calizas ~5%
Para gas, los valores de corte son más bajos
Valores por debajo del corte son considerados como no-reservorios
PRW& AIEEvaluación de lead y prospecto
2. Parámetros de Reservorio – Relación
Neto/Bruto
Las turbiditas en abanico análogas del Cretácico (en este caso Cretácico Inferior – Campo Agat, al norte del Mar del Norte).La relación neto/bruto en este caso es altamente variable – del 20% al 90%
Las turbiditas en abanico a menudo comprenden canales de arenas y facies lodosas de grano fino – sólo un porcentaje de este túmulo probablemente sea un reservorio de areniscas.¿Qué porcentaje?
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Relación Neto/Bruto
La relación neto/bruto, que
típicamente se estima de
registros de cables de
perfilaje y análogos, se
utiliza para calcular la
proporción de los paquetes
sedimentarios que
contienen rocas
productivas.
El volumen de roca a
granel multiplicado por la
relación neto a bruto
genera el volumen neto de
roca del reservorio.
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Permeabilidad
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Saturación de hidrocarburos
Saturación de Hidrocarburos (SHC)
Se define como el porcentaje de hidrocarburos relativo al agua en
el espacio poral del reservorio:
Shc = 1 – Sagua
para petróleo: So = 1 – Sagua
para gas : Sg = 1 – Sagua
Shc se calcula del análisis de registros de pozos en zonas con porosidad
efectiva.
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Del Volumen Bruto de Roca (VBR) al
Volumen Poroso de Hidrocarburos (VPHC)
N/G = 60%
Ф = 20%
1 – Sw = 70%
VBR
VBR x N/G
VBR x N/G x Ф
VBR x N/G x Ф x 1-Sw
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POES/GOES
POES: Petróleo Original En Sitio (STOOIP: Stock Tank Oil Originally In Place)GOES: Gas Original En Sitio (GIIP: Gas Initially In Place)
El volumen total de hidrocarburos (petróleo y/o gas) de un reservorio a condiciones estándares de superficie
VPHC x FVF
POES = VBR x N/G x Ф x (1-Sw) x 1/Bo
GOES = VBR x N/G x Ф x (1-Sw) x 1/Bg
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Factor Volumétrico de Formación (FVF)
Los factores volumétricos de formación se aplican para convertir los volúmenes de hidrocarburos en profundidad a volúmenes a condiciones de superficie:
Los factores volumétricos del petróleo (Bo) son siempre mayores a 1,0 porque el petróleo en la formación generalmente contiene gases disueltos que se salen de la solución en las paredes del pozo con la caída de la presión.
Los factores volumétricos de gas (Bg) son < 1 debido a la expansión del gas con la caída de la presión.
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Bo (Factor volumétrico de formación del petróleo)
El factor volumétrico de formación se define como la relación entre el volumen de petróleo a condiciones de reservorio (en sitio) y el volumen de petróleo a condiciones de tanque (superficie).
Se define como:
Bo = Vreservorio/ Vsuperfície
El Bo generalmente varía de 1,0 a 1,7.
Un factor volumétrico de formación de 1,4 es característico de un petróleo de alto-encogimiento y 1,2 de un petróleo de bajo-encogimiento.
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Bg (Factor volumétrico de formación del gas)
El factor volumétrico del gas se define como la relación entre el volumen de gas a condiciones de reservorio (en sitio) y el volumen de gas a condiciones de tanque (superficie).
Se define como:
Bg = Vreservorio/Vsuperfície
El factor volumétrico de formación del gas incrementa con la caída de presión debido a la expansión.
1/Bg suele estar en el orden de 100 - 300 Sm3/m3
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Ejercicio 15
Recursos
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Gravedad API
La gravedad API es una medida de cuán pesado o liviano es un petróleolíquido en comparación con el agua.
Si es mayor a 10 flotará sobre el agua, si es menor a 10 se hundirá.
De manera general,el petróleo con una gravedad API entre 40 y 45 encabeza los precios más altos.
• El Petróleo crudo liviano se define como: gravedad API mayor a 31,1 °API
• El Petróleo medio se define como una gravedad API entre 22,3 °API y 31,1 °API.
• El Petróleo pesado se define como una gravedad API por debajo de 22,3 °API
• El Petróleo extra pesado se define con gravedad API por debajo de 10,0 °API
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Recursos RecuperablesLa cantidad de hidrocarburos que puede ser recuperado de un reservorio.
Recursos petroleros recuperables: POES x FRRecursos gasíferos recuperables : GOES x FR
Factor de recuperación (FR) es el porcentaje del hidrocarburo en sitio producido.
Mecanismos de empuje Reservorio de petróleo Reservorio de gas Comentarios
Expansión de Petróleo 1 – 7% Hasta el 10% en reservorios de aguas profundas (Petróleo pesado – 20%)
Expansión de Gas 70 – 95% Lo más bajo es 30% en reservorios de baja permeabilidad o de arenas
compactas
Gas en Solución 2 – 30%
Casquete de Gas 20 – 60% El FR alto ocurre con segregación gravitacional efectiva
Empuje de Agua 25 – 50% 45 – 70% Lo más bajo es 10% para columnas de petróleo delgadas, ocasionalmente
hasta 70%+
Segregacion Gravitacional
30 – 70%
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Promedio del Factor de Recuperación de Petróleo
NCS: FR Promedio =46% 54% de recursos petroleros remanentes!
Mundo: FR Promedio=22% 78% de recursos petroleros remanentes!!!