RESERVORIOS VOLUMETRICOS

INTRODUCCIÓN

Hoy en día, la perforación de un pozo es un emprendimiento extremadamente costoso. Por lo tanto, la dirección de una compañía petrolera es mucho más cuidadosa que en el pasado para justificar la perforación de un pozo que al final podrá costar millones de dólares. Normalmente esta justificación está dada en la forma de un “esperado” petróleo in- situ, cálculo que normalmente está basado en una estimación volumétrica realizada por un ingeniero petrolero o un geólogo. Por supuesto, el esperado petróleo in-situ es solamente la primera justificación, la cual también incluye una investigación económica acerca del hipotético plan de desarrollo.

Si otros reservorios están en cercanía de un prospecto, entonces información del rendimiento provenientes de estos reservorios son frecuentemente usados ya sea directamente o sobre una base analógica para llegar a estimar en términos de barriles de petróleo recuperables o miles de pies cúbicos estándar (Mscf) de gas por acre. Algunas veces pozos cercanos presentan dominio del subsuelo como espesor, extensión del área, y calidad del reservorio en el reservorio objetivo.

En una nueva área, Estimaciones volumétricas realizadas antes de la perforación del primer pozo están usualmente basadas en mapas geofísicos que pueden que no tengan un buen dominio del subsuelo. Estos mapas son usados para tener un estimado del posible tamaño productivo que, junto con estimaciones de barriles o MCF recuperables por acre, permitirían que las reservas totales “esperadas” (hidrocarburos recuperables) puedan ser calculadas.

De todo esto, por supuesto, suponemos que el reservorio existe. La probabilidad de fracaso esta denotada por el término “esperado”.

Entonces, antes de la predicción del rendimiento del reservorio pueda ser realizada, un estimado del volumen de petróleo original in-situ es necesitado. Para calcular este volumen, nosotros debemos establecer los límites geológicos del reservorio. Para esto, algunas definiciones son necesarias.

“Espesor bruto de la formación” es el espesor total de la formación. “Gross pay” (para un reservorio de petróleo) es el espesor total de petróleo en la formación o reservorio. En un pozo, el intervalo de la formación debajo del contacto agua/petróleo es incluida en el espesor bruto de la formación pero es excluida del Gross pay. “Net pay” es la parte del gross pay que contribuyen a la recuperación de hidrocarburos y está definido por limites inferiores de porosidad y permeabilidad y limites superiores de saturación de agua. Fig. 4-1 ilustra estos conceptos. Por analogía las definiciones de gross y net pay existen para reservorios de gas o con capa de gas. La más común exclusión del gross pay (para llegar al net pay) es la lutita. Intervalos de lutitas son usualmente determinados de registros de pozos como el SP o el gamma ray.

Algunas veces, el límite inferior de un reservorio es el contacto agua/petróleo. Porque usualmente no hay una superficie intensa donde la saturación de fluido cambie de 100% petróleo a 100% agua. Nosotros definimos el contacto agua/petróleo como el nivel donde, justo debajo, 100% producción de agua seria obtenida. Esta determinación es normalmente hecha vía registros eléctricos convencionales.

Similarmente, el limite superior de un reservorio alguna veces es el contacto gas/petróleo. De nuevo aquí, una zona de transición esta entre el petróleo y el gas. Pero, el contactos gas/petróleo esta definido como el nivel que por encima 100% producción de gas seria obtenida.

Si nosotros tuviéramos un reservorio homogéneo, isotrópico, seria valido obtener una estimación volumétrica del hidrocarburo original in situ con las siguientes ecuaciones: