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Cálculo de volumenCapacitación Petrolera Básica

Técnicas de Interpretación Sísmica y Geofísica

La Paz, Bolivia 21 – 25 de mayo de 2012

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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

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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

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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!!!