estimación volumétrica de reservas de gas
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA.
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR.
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL RAFAEL MARÍA BARALT.
PROGRAMA DE INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA.
PROYECTO DE INGENIERÍA DE GAS.
AUTORES:
CASTRO, Eudimir
DÍAZ, Paola
HERNÁNDEZ, Jeissymar
NAVA, Jenneli
ORDAZ, Yoselin
PALMA, Josimary
ROJAS, Kevin
ZABALA, Jean Carlos
Ciudad Ojeda, Marzo del 2013.
AUTORES:
CASTRO, Eudimir CI: 22.246.736
DÍAZ, Paola CI: 21.190.418
HERNÁNDEZ, Jeissymar CI: 23.469.634
NAVA, Jenneli CI: 23.860.487
ORDAZ, Yoselin CI: 22.246.792
PALMA, Josimary CI: 24.605.440
ROJAS, Kevin CI: 23.469.942
ZABALA, Jean Carlos CI: 20.216.764
Asignatura: Exploración y Producción del Gas Natural
Profesor: Giovanny Chirinos
Ciudad Ojeda, Marzo del 2013.
ÍNDICE O CONTENIDO
Pág.
PORTADA………………………………………………………………………………I
CONTRAPORTADA…………………………………………………………………..II
ÍNDICE O CONTENIDO……………………………………………………………...III
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………..IV
LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………….V
DESARROLLO:……………………………………………………………………...01
1. Ecuación Volumétrica de Reservas de Gas………………………………...01
2. Mapas Geológicos……………………………………………………………….02
3. Mapas Estructurales…………………………………………………………….04
4. Mapas Estructurales de Contorno……………………………………………05
5. Mapas Isópacos:…………………………………………………………………07
5.1 Tipos de Mapas Isópacos:……………………………………………………09
5.1.1 Según el Tipo de Arena……………………………………………………..09
5.1.2 Según su Espesor……………………………………………………………10
5.2 Normas para la Construcción de un Mapa Isópaco……………………...11
5.3 Límites de Productividad……………………………………………………..12
5.4 Errores Comunes en el Estudio de Mapas Isópacos…………………….13
5.5 Volumen Neto a partir de Mapas Isópacos………………………………..14
6. Reservas de Gas:………………………………………………………………..15
6.1 Reservas Probadas…………………………………………………………….17
6.2 Reservas No Probadas:……………………………………………………….17
6.2.1 Reservas Probables…………………………………………………………18
6.2.2 Reservas Posibles…………………………………………………………...19
6.3 Categorías de Reservas por Estatus:………………………………………19
6.3.1 Desarrolladas…………………………………………………………………19
6.3.2 No Desarrolladas……………………………………………………………..20
CONCLUSIONES……………………………………………………………………22
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………24
INTRODUCCIÓN
Un mapa geológico es aquella representación en la que se registra la
información geológica de un espacio, tales como la distribución, naturaleza,
edad de las unidades de la roca y la presencia de los llamados rasgos
estructurales, representados por fallas, pliegues y diaclasas; además de
registrar depósitos minerales y yacimientos de fósiles. Conceptos como éstos y
algunos un poco más complejos son los que se mostrarán en esta investigación
que buscará definir de manera concreta y explícita cada término que se refiera
a los diferentes tipos de mapas geológicos, así como las distintas reservas y el
cálculo para determinarlas.
El tipo de investigación utilizada para este informe es de carácter
bibliográfico y documental, ya que este tipo de método implica una completa
aunque un poco limitada recolección de datos acerca del tema a tratar. Las
limitaciones de la investigación están principalmente plasmadas en que sólo se
puede realizar una recopilación de conceptos netamente teóricos y
generalmente planteados con gran anterioridad, descartando de manera
definitiva el trabajo de campo y la utilización de métodos como el ensayo y
error, muy comunes para este tipo de investigación.
En general, la investigación busca dar los parámetros a seguir para la
construcción de mapas geológicos; entre los que se encuentran los
estructurales de contorno y los isópacos, los cuales muestran un índice de
volumen para determinar las reservas o reservorios de un yacimiento de
hidrocarburos específicos. Es uno de los métodos más utilizados debido a la
visualización clara y normalmente precisa de las condiciones del sector a
perforar para fomentar la producción de materia prima, tales como petróleo y
gas natural.
LISTA DE FIGURAS
Pág.
1. “Mapas Geológicos”. Aprender Geografía………………………………….03
2. “Mapa Estructural”. Secretaría de Energía………………………………….05
3. “Mapas Isópacos”. La Comunidad Petrolera……………………………….09
4. “Reservas Mundiales de Gas Natural”. Estadísticas Internacionales…21
DESARROLLO
1. Ecuación Volumétrica de Reservas de Gas:
El volumen de reservorio mayormente es determinado por planimetría
utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del reservorio o por el
método del polígono para poder cuantificar estos volúmenes. Como ya se
mencionó anteriormente, el gas del yacimiento también cambia a medida que la
presión disminuye el volumen poroso disponible para el gas también puede
cambiar por la intrusión de agua en el yacimiento, este volumen poroso
ocupado por el gas está relacionado con el volumen total bruto multiplicado por
su porosidad promedia, la saturación promedio por el agua ingnata.
El gas presente en el reservorio es solamente el producto de tres
factores: el volumen poral del reservorio, la saturación inicial del gas, y el factor
volumétrico inicial del gas el cual transforma los volúmenes iniciales a
condiciones estándar (60 ºF y 14.7 psia), el volumen o bruto del yacimiento se
expresa en acres-pies y el gas insitu es en pies cúbicos y se calcula mediante
la fórmula:
G = 43560*A*H*%(1-SW)*1/Bgi
Donde:
G = gas inicial del reservorio
43560 = factor de conversión de acres a pies cúbicos
A = área del reservorio en acres
H = espesor de arenas netas del reservorio
% = porosidad de la roca del reservorio
Swi = saturación de agua ingnata
Bgi = factor volumétrico inicial del gas
2. Mapas Geológicos:
Se considera como aquel tipo de mapa en el que se registra la
información geológica de un espacio, tales como la distribución, naturaleza,
edad de las unidades de la roca (los depósitos pueden o no ser cartografiados
separadamente) y la presencia de los llamados rasgos estructurales,
representados por fallas, pliegues y diaclasas; además de registrar depósitos
minerales y yacimientos de fósiles. Estas representaciones pueden indicar la
estructura geológica mediante patrones de afloramiento, por símbolos
convencionales indicando la dirección y el buzamiento en ciertos puntos, o por
líneas de contorno estructurales.
El mapa geológico muestra la distribución de los distintos tipos de roca
sobre el terreno, su forma y las relaciones entre ellos. Los datos geológicos,
observables tanto directa como indirectamente, se representan sobre una base
topográfica o cualquier otro soporte de información geográfica. Estos datos,
representados en el Mapa Geológico pueden ser tanto de carácter cuantitativo
como cualitativo:
Cualitativo: tales como la naturaleza mineralógica y la textura de las
formaciones rocosas por objeto de representación cartográfica
(Litología), las relaciones geométricas y estructurales entre ellas
(estructura tectónica), la ordenación secuencial y estructuras
sedimentarias contenidas en las rocas (Estratigrafía y Sedimentología),
el contenido fosilífero (Cronoestratigrafía), entre otras.
Cuantitativo: muestran la orientación de los elementos planares y
lineares representables en el Mapa Geológico (estratos, ejes de
2
pliegues.) respecto al Norte magnético (dirección), así como el ángulo
que forman estos elementos con el plano de representación
(buzamiento); la edad cronoestratigráfica o absoluta de las rocas o de
sus minerales constituyentes, obtenida mediante el contenido fosilífero
de valor cronoestratigráfico o mediante técnicas analíticas de
Espectrofotometría de masas con elementos químicos adecuados (Rb-
Sr; U-Pb, Sm-Nd) o la composición química, especialmente importante
en el caso de rocas ígneas (graníticas o volcánicas) o sedimentarias,
sometidas a procesos tectonotérmicos (Metamorfismo) , con el fin de
establecer afinidades, así como para conocer la génesis de los
magmas y protolitos originales de estas rocas.
FIGURA 1
FUENTE: “Mapas Geológicos”. Aprender Geografía
3
3. Mapas Estructurales:
Un mapa estructural es una representación en la que se muestra un
conjunto de líneas unidas por puntos de igual profundidad, y son los que dan
indicios de la forma de la estructura de un yacimiento en particular. Los mapas
estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena que contiene
hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma geométrica
que posee la roca que en alguna parte de su amplia estructura es posible que
contenga hidrocarburos.
Una curva estructural es una línea imaginaria que conecta puntos de
igual posición estructural en el subsuelo, por consiguiente un mapa estructural
muestra la configuración de un horizonte o estrato. Los datos para su
construcción deben ser referidos a una línea base, que por lo general es el
nivel del mar. El mapa estructural usa contornos para indicar la elevación de la
parte superior de la capa de roca sedimentaria subterránea que podría ser un
objetivo de perforación o una roca reservorio potencial.
Los mapas estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena
que contiene hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la
forma geométrica que posee la roca que en alguna parte de su amplia
estructura es posible que contenga hidrocarburos. Si se tiene el mapa del tope
de la estructura; el cual se estima el área y se tiene el mapa de la base contra
la profundidad; por otro lado, se tiene cuales son las profundidades del tope
que va estar atenida por el contacto gas petróleo y la profundidad del contacto
agua petróleo que sería la base; es decir, todo lo que queda encerrado entre el
tope, base, CGP y CAP sería básicamente el volumen.
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FIGURA 2
FUENTE: “Mapa Estructural”. Secretaría de Energía
4. Mapas Estructurales de Contorno:
Estos son aquellos mapas estructurales formados por contornos o
curvas estructurales y las trazas de las fallas. Los contornos estructurales
informan sobre la orientación del estrato presente en el mapa llamado rumbo,
la inclinación y magnitud del estrato en relación al plano horizontal llamado
buzamiento, morfología de la estructura tales como pliegues, anticlinales y
homoclinales; el desplazamiento de las fallas, entre otros datos. Un buen
control estructural permite establecer los mejores diseños de perforación, como
determinar las profundidades hasta donde perforar, de manera tal que se
garantice el hallazgo del objetivo; además de controlar la profundidad de la
perforación.
5
Cuando se preparan o interpretan los diferentes mapas de contornos o
configuraciones lo más importante es tratar de tener en la mente una visión
tridimensional de la superficie que se está configurando, además de utilizar el
sentido común. El explorador o intérprete debe ser capaz de visualizar
estructuras en tres dimensiones a partir de datos en dos dimensiones. Los
puntos de mapeo o datos para mapear pueden ser dispersos u homogéneos y
sin embargo las configuraciones se dibujan como líneas continuas. Por lo tanto
las configuraciones o contornos son el resultado de un proceso interpretativo
que requiere conocimiento y algunas veces algo de imaginación.
Es muy importante que se evite hacer estrictamente el procedimiento
de contornos mecánicos o de igual espaciamiento. Los mapas de contornos
deben mostrar y enfatizar algo que tenga significado y sentido geológico. Si un
cierre existe o se mapea, hay que hacerlo lo más atractivo y optimista mientras
los valores y datos lo permitan. El resultado final de mapas de contornos o
configuraciones de exploración es la separación de áreas de interés de las que
no se tiene ningún tipo de interés. Es por esto que hay que tener particular
interés para que las configuraciones ó mapas de contornos muestren lo que en
realidad se trata de demostrar además que se debe hacer correctamente.
Los mapas de contornos son hechos utilizando datos geológicos y
geofísicos, ellos son la interpretación de la configuración del subsuelo. Se
consideran una interpretación porque en exploración es casi imposible ajustar
la localización de los datos para definir los puntos críticos. Para determinar
trenes estructurales usando líneas 2D, se deben observar las intersecciones
de los bajos y altos con las líneas o perfiles y conectar inicialmente los puntos
en el mapa para definir los posibles trenes estructurales.
Cuando se usa información dispersa se deben hacer mapas básicos
de contornos rápidos y buenos. Muchas veces con muy escasa información o
puntos de control los mapas computarizados son los mas inadecuados
independientemente de los alogalismos que contengan. Usualmente se
6
muestra el uso de más líneas 2D eran la clave para una mejor interpretación,
pero en algunas ocasiones no es cierto. De esta manera se considera mas
provechoso la obtención de un mejor mapa cuando se hace un levantamiento
3D. Evidentemente se tienen muchos más puntos de control, pero no
necesariamente una mejor interpretación o con más sentido geológico que con
las anteriores.
En general se puede decir que el primer paso en la construcción de
mapas de contornos es decidir el valor del intervalo de contorno. Esto depende
de la cantidad de relieve, pero también influye la precisión y concentración de
la información. Una regla aproximada es tener un intervalo tan grande como el
margen del posible error, de acuerdo a los valores relativos de la información.
Esto quiere decir que no se deben utilizar menos de 100 pies de intervalo de
contorno si el error posible es de más o menos 50 pies con respecto al datum.
5. Mapas Isópacos:
Los mapas isópacos son aquellos que muestran los espesores
variables de una unidad estratigráfica por medio de curvas trazadas por puntos
de igual espesor. Estas representaciones son muy útiles en las terminaciones
de eventos teutónicos o las variadas relaciones estructurales responsables de
determinados tipos de sedimentos. Estos mapas poseen reglas para ser
trazados, ya que se debe tener la información necesaria para que no existan
errores durante su elaboración y construcción. Las curvas isópacas conectan
puntos de intervalos verticales iguales, medidos entre dos planos de
referencias. Los mapas isópacos ilustran el tamaño y la forma de una
depresión existente, en un período marcado por planos de estratificación.
Una vez se haya perforado un conjunto de pozos exploratorios y se
haya obtenido y analizado la data, se procede a evaluar la extensión areal del
7
yacimiento en estudio, con el fin de poder analizar acerca del contenido de
hidrocarburos. La extensión areal está definida como la superficie que alcanza
o abarca una acumulación de hidrocarburos, ésta extensión se representa de
manera horizontal o por planos horizontales, ya que si se toma en cuenta algún
tipo de pliegue la superficie que abarca sería un poco mayor, hecho que
arrojaría errores significativos al momento de efectuar cálculos de volúmenes.
La técnica adecuada para el cálculo del área, consiste principalmente
en plasmar la información obtenida por medio de pozos en mapas ya sean
isópacos o estructurales. Un mapa isópaco consiste en una serie de curvas
trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio. Éstos pueden ser
de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen
como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Los mapas isópacos
son de gran ayuda para el cálculo del volumen de la roca a través del método
gráfico. Una vez plasmadas las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por
medio de técnicas matemáticas o por medio de un instrumento llamado
planímetro, el área encerrada por cada curva o extensión de la arena
contenedora.
Es de importancia tener siempre presente los límites del yacimiento y
la presencia de fallas, que modificarán el área encerrada por las curvas
estructurales. La extensión del yacimiento se determinará por algunas
características tales como: cambios en la permeabilidad de la roca,
desaparición de la arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos
de fluidos. Se caracterizan generalmente por:
Son utilizados para el cálculo de volumen del hidrocarburo.
Dan espesor a las capas.
Calcula cada el área de cada una de las curvas encontradas.
Son caracterizados por usar los métodos gráficos y aproximación
piramidal.
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FIGURA 3
FUENTE: “Mapas Isópacos”. La Comunidad Petrolera
5.1 Tipos de Mapas Isópacos:
Los mapas isópacos poseen diferentes clasificaciones de acuerdo a
las condiciones geológicas del espacio a representar como base para el
análisis completo de la posibilidad que existe de que haya un yacimiento de
gas, por lo que se consideran los siguientes:
5.1.1 Según el Tipo de Arena:
Grava: es cuando prevalece la existencia de materiales acumulados,
rodeados, de varios tamaños y mayores de 2.0mm.
Arena: cuando posee un material detrítico con tamaño de 2.0mm a
0.0625mm.
Limo: cuando el material detrítico posee un tamaño considerado entre
0.0625 a 0.00390 mm.
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Arena Contable: posee el espesor de la suma de los intervalos de
grava, arena y limo.
Arena Total: es la representación en el plano horizontal de los
espesores de los cueros de arena, medidos en los perfiles de pozos, es
el espesor de arena total de cada cuerpo de arena se determina
estableciendo el tope y la base del cuerpo completo.
Arena Neta: es la representación de las arenas contables permeables
restando los espesores de intervalos de lutitas y otros materiales no
considerados como permeables.
Arena Neta de Petróleo y Gas : determina la geometría de las arenas
saturadas de hidrocarburos, se elabora a partir de las arenas que
integran los límites del yacimiento.
5.1.2 Según su Espesor:
Espesor Bruto: este tipo de mapa isópaco muestra todo el intervalo
entre el tope y la base del yacimiento de cada pozo.
Espesor Bruto Petrolífero: este tipo de mapa muestra las posiciones
del espesor bruto que contenga agua. Este tipo de representación es el
más descriptivo de la geometría del yacimiento de los mapas isópacos.
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5.2 Normas para la Construcción de un Mapa Isópaco:
Los mapas isópacos son mapas de isovalores y siguen las normas
generales de trazado de isolíneas.
Las curvas del mismo valor deben ser repetidas donde se presentan un
cambio en el adelgazamiento de la unidad estratigráfica.
La línea cero es la que determina el límite de la presencia de la unidad
estratigráfica.
La geología suministra información acerca de la geometría que puede
encontrarse en un área.
Cuando los mapas están determinados al desarrollo exploratorio o al
cálculo de reservas es conveniente evitar la construcción de los mapas
de optimismo excesivo en cuanto a espesores de unidades productivas.
En las curvas isópacas de valores tomados para hacer los mapas son
valores de arena neta (Positivos, productivos).
Pequeñas curvas cerradas indican adelgazamiento locales en el espesor
o engrosamiento de la unidad estratigráfica.
En las fallas normales es frecuente que se acerquen las líneas isópacas
indicando la sedimentación mayor en el bloque deprimido.
El mapa isópaco se modifica en caso de información adicional.
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5.3 Límites de Productividad:
Se han realizado diferentes estudios en cuanto al análisis de las
curvas de declinación de producción; sin embargo, los más resaltantes son los
de J. J. Arps y el de M. J. Fetkovich. Arps, estudió la relación matemática
entre la tasa de producción y la producción acumulada con respecto al tiempo,
y desarrolló la ecuación diferencial original de la familia de curvas hiperbólicas,
así como escalas gráficas para representarlas. Arps demostró que tanto los
datos de historia de producción que aparecía bajo líneas rectas en escala
semilogarítmica como en logarítmica, eran miembros de esta familia, siendo
casos particulares de ésta.
Los pozos que drenan un yacimiento inician su vida productiva con una
tasa de producción que corresponde principalmente a la energía original de
dicho yacimiento, y continúan produciendo las reservas del mismo durante
períodos considerables, conllevando a una reducción de sus niveles
energéticos, por lo tanto, se origina un descenso en la capacidad de producción
del yacimiento como consecuencia de una disminución de su presión interna
debido al vaciamiento de éste, hecho que se conoce como declinación de
producción. Esta declinación sigue un comportamiento que obedece a las
curvas de declinación de producción establecidas por Arps, como exponencial,
hiperbólica y armónica.
Las curvas de declinación de producción permiten representar, con
cierto grado de certeza, el comportamiento de producción de los yacimientos, y
constituyen un método dinámico para la estimación de reservas recuperables.
Su característica dinámica se debe a que emplea la historia de producción de
los fluidos, de manera que permite determinar los volúmenes de gas o petróleo
que se encuentran en comunicación con los pozos productores.
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El análisis de curvas de declinación se aplica por pozo, por regiones o
a todo el yacimiento, cuando existe suficiente historia de producción como para
establecer una tendencia de comportamiento y, entonces, la predicción de las
reservas remanentes y/o del tiempo de producción se hace mediante la
extrapolación de dicha tendencia. En general, se busca un tipo de gráfico
donde la tendencia se presente de forma lineal para facilitar la extrapolación.
Entre los factores que afectan el análisis de las curvas de declinación
de producción se pueden diferenciar dos grupos: aquellos que contribuyen a
aumentar los valores de declinación y otros que contribuyen a atenuarla:
Factores que contribuyen a aumentar los valores de declinación, como
son: la precipitación de asfaltenos y parafinas, conificación de agua y/o
gas, daño a la formación y daño mecánico en el pozo, cierres de
producción en forma total o parcial debido a razones de mercado, control
de producción mediante uso de reductores, cierre de producción por
toma de presiones, y pruebas especiales, entre otros.
Factores que contribuyen a la atenuación de los valores de producción,
entre estos se encuentran los cambios en la estrategia de explotación o
método de producción y optimación del mismo, las actividades de
rehabilitación y reacondicionamiento de pozos, la perforación y
completación de nuevos pozos y el mecanismo de producción que
predomina en el yacimiento, ya que el tipo de declinación varía
dependiendo del mecanismo de desplazamiento.
5.4 Errores Comunes en el Estudio de Mapas Isópacos:
Uno de los principales errores que se cometen al utilizar los mapas
isópacos es que solo se pueden estudiar mediante el método gráfico, el
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cual se considera poco preciso al momento de buscar un resultado
exacto, aunque en escasas ocasiones sea provechoso para el trabajo de
exploración de yacimientos.
Los mapas isópacos trabajan específicamente con un período en
particular, lo que hace que para períodos mayores estos no muestren
ningún indicio de depresión respecto a su tamaño y su forma.
El incumplimiento de las normas para realizar un mapa isópaco hace
que la investigación geológica tenga que ser un poco más precisa y
acorde con los requerimientos de este método de búsqueda,
obteniéndose un mayor tiempo para obtener resultados.
Otro inconveniente es cuando estos mapas están determinados al
desarrollo exploratorio o al cálculo de reservas, ya que se debe evitar
completamente la construcción de los mapas de optimismo excesivo en
cuanto a espesores de unidades productivas.
Estos mapas pasan por modificaciones por cada información adicional
que se recolecte para un análisis de resultados más preciso, lo que
genera un retardo en la obtención de la representación.
5.5 Volumen Neto a partir de Mapas Isópacos:
El Volumen que se encuentra en el espacio poroso del reservorio es
transformado a volúmenes de gas a condiciones estándar, el volumen neto del
reservorio que contiene las reservas de gas es determinado por la información
geológica, basada en los cores, registros eléctricos, registros durante la
perforación y ensayos de pozo como son (DST, Bild up, entre otros). La
extensión geométrica se representa generalmente por mapas de campo junto
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a las curvas de nivel de las zonas productivas a una escala tal que se pueda
visualizar la estructura, relieve o espesor del yacimiento para los cálculos del
volumen poroso existen os clases de mapas isópacos y mapas isovolumétricos.
E mapa isópaco, como su mismo nombre lo indica es un mapa que representa
las líneas de igual espesor de la zona neta productiva H, sin embargo esta
representación no permite tener una idea exacta del volumen del yacimiento
para la acumulaciones de gas debido a las posibles variaciones en la porosidad
entre los posos.
6. Reservas de Gas:
Un reservorio de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido
existe como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor inicial. A
diferencia de los petróleos saturados o los de condensado, en un reservorio de
gas no ocurren cambios de fases con la reducción de la presión. En un
reservorio de gas húmedo la producción total de gas es la suma de la
producción de gas en el separador y la producción de líquidos equivalente en
vapor. Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden
ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una
fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de
incertidumbre.
La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de
ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la
interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por
colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea
probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser
recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas
probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la
incertidumbre en su recuperación.
15
La estimación de las reservas generalmente se efectúa bajo ciertas
condiciones propias de incertidumbre. El método de estimación es llamado
determinístico si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas
basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. El
método de estimación es llamado probabilístico cuando el conocimiento
geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un
rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas.
La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles
ha sido el método más frecuente y proporciona una indicación de la
probabilidad de la recuperación. Debido a la diferencia en la incertidumbre, se
debe tener cuidado cuando se suman reservas de diferente clasificación. Los
estimados de reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos
adicionales y disponibles de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios
en las condiciones económicas. Las reservas no incluyen cantidades de gas
mantenidos en inventarios y si se requieren para un reporte financiero, pueden
ser disminuidas en el volumen correspondiente a uso propio o pérdidas por
procesamiento.
Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas
por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de
recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a
todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o
alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación
final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión. Ahora bien,
los tipos de reservas se subdividen de acuerdo a las condiciones geológicas y
otros factores que parten de la incertidumbre de la existencia acerca del
mismo:
16
6.1 Reservas Probadas:
Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis
de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable
certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada,
de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos
de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas
en desarrolladas y no desarrolladas. Si se emplea el método determinístico, el
término "razonable certeza" quiere decir que se considera un alto grado de
confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se emplea el método
probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las
cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado.
El establecimiento de condiciones económicas actuales, debe incluir
precios históricos del petróleo y los costos asociados y pueden involucrar un
promedio para determinado período que debe ser consistente con el propósito
del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos
corporativos y regulaciones requeridos en el reporte de reservas. Fecha del
estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán
instaladas.
6.2 Reservas No Probadas:
Las reservas no probadas están basadas en datos de geología o
ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas;
pero incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen
que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no
probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles. Las reservas
no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras
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diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras
futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser
expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en
probables y posibles. Estas reservas se clasifican en:
6.2.1 Reservas Probables:
Las reservas probables son las reservas no probadas cuyo análisis de
datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las
probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe
existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada
será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas más las
probables. En general, las reservas probables pueden incluir:
Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un
normal step-out, pero el control del subsuelo es inadecuado para
clasificar estas reservas como probadas.
Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas
en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o
pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o
reservorios probados existentes en el área.
Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de inter-
ubicaciones (infill) que podrían ser clasificados como probadas si es que
el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del
estimado.
18
Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área
probada por alguna falla y la interpretación geológica indica que el área
objetivo esta estructuralmente más alta que el área probada.
6.2.2 Reservas Posibles:
Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de
los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser
recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilicen
métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de
que las cantidades a ser recuperadas serían igual eso excederían la suma de
las reservas probadas más probables y más posibles. En general, las reservas
posibles pueden incluir:
Reservas que basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir
más allá del área clasificada como probable.
Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basado en
análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas
comerciales.
Reservas increméntales atribuidas a perforación infill que están sujetas a
incertidumbre técnica.
6.3 Categorías de Reservas por Estatus:
6.3.1 Desarrolladas: Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas
de pozos existentes incluyendo reservas detrás del casing (behind pipe). Las
reservas por recuperación mejorada son consideradas desarrolladas solo
19
después que el equipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por
hacer son relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden
subdividirse como en producción y en no-producción:
En Producción: Las reservas categorizadas como en producción se
espera sean recuperadas de intervalos completados que están abiertos
y produciendo en la fecha del estimado. Las reservas por recuperación
mejorada son consideradas en producción solo después que el proyecto
de recuperación mejorada está en operación.
En No Producción: Las reservas categorizadas como en no-producción
incluyen las taponadas o cerradas (shut-in) y detrás del casing (behind-
pipe). Las reservas de intervalos taponados o cerrados se espera sean
recuperados de intervalos de completación que están abiertos a la fecha
del estimado pero que no han iniciado a producir, pozos que fueron
cerrados por condiciones de mercado o conexiones a oleoductos, o
pozos no capaces de producir por razones mecánicas. Las reservas
detrás del casing (behind-pipe) se espera sean recuperadas de zonas en
pozos existentes, que requerirán trabajos de completación adicional o
futura re-completación antes de iniciar a producir.
6.3.2 No Desarrolladas: Las reservas no desarrolladas se espera sean
recuperadas de pozos nuevos sobre áreas no perforadas, de la profundización
de los pozos existentes a un reservorio diferente, o donde se requiera un
relativo alto gasto para re-completar un pozo existente o instalar facilidades de
transporte o producción para proyectos de recuperación primaria o mejorada.
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FIGURA 4
FUENTE: “Reservas Mundiales de Gas Natural”. Estadísticas
Internacionales
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CONCLUSIONES
Este tema en particular fue de suma importancia para la formación de
ingenieros, a la manera de prepararlos de una forma adecuada para saber
identificar un yacimiento de hidrocarburos mediante mapas geológicos. De esta
manera, se puede concluir que:
Para determinar el volumen de reserva o reservorio de un yacimiento es
en su mayoría utilizando los mapas isópacos de los espesores netos del
mismo.
Al utilizar la ecuación general de reservas, el gas presente en el
yacimiento es solamente el producto de tres factores: el volumen poral
del reservorio, la saturación inicial del gas y el factor volumétrico inicial
del gas, dicho valor transforma los volúmenes iniciales a condiciones
estándar de presión y temperatura.
Los mapas estructurales pueden representar el tope o la base de la
arena que contiene los correspondientes hidrocarburos, pero éste se
especializa principalmente en la forma que posee la roca, junto con la
posibilidad de que ésta pueda contener hidrocarburos.
Las curvas isópacas conectan puntos de intervalos verticales iguales,
medidos entre dos planos de referencias.
Los mapas isópacos son de gran ayuda para el cálculo del volumen de
la roca a través del método gráfico.
Los mapas de contornos son hechos utilizando datos geológicos y
geofísicos, por lo que muestran de la configuración del subsuelo.
La extensión del yacimiento se determinará por algunas características
tales como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de la
arena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.
Las curvas de declinación de producción permiten representar, con
cierto grado de certeza, el comportamiento de producción de los
yacimientos, y constituyen un método dinámico para la estimación de
reservas recuperables.
El volumen neto del reservorio que contiene las reservas de gas es
determinado por la información geológica presente del yacimiento a
estudiar.
Un reservorio de gas es aquella cantidad de hidrocarburos contenidos
en un yacimiento que existen como fase vapor a presiones iguales o
inferiores que el valor inicial.
Las reservas probadas pueden ser estimadas con razonable certeza de
que serán recuperables comercialmente a partir de una fecha dada.
Las reservas posibles son las reservas no probadas las cuales el
análisis de los datos geológicos y genéricos sugieren que son menos
ciertas a ser recuperadas que las reservas probables.
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