La forma «clásica» de diferenciar Petróleos Negros y Petróleos Volátiles se basa en valores límite de Relación Gas-Petróleo o de Factores de Volumen de Petróleo. Diferentes autores coinciden en asignar los siguientes límites:
Los líquidos con valores inferiores a los indicados se consideran Petróleos Negros, en tanto que los que superan estos límites se catalogan como Petróleos Volátiles. Moses, empleando un criterio consistente y haciendo notar que todos los petróleos son volátiles en mayor o menor medida, prefiere emplear los términos Petróleos Comunes («Ordinary Oils«) y Petróleos Cuasi-Críticos («Near-Critical Oils«) para hacer referencia a ambas clases de fluidos.
Quizás la manera más simple de señalar las complejidades que caracterizan el comportamiento de los Petróleos Volátiles es la de comparar la aplicabilidad de algunos parámetros clásicos en la evaluación de reservorios.
El Factor de Volumen de Formación como dato en la clasificación de Petróleos Volátiles
En los Petróleos Negros el Factor de Volumen (Bo) es un dato de importancia primariapara la evaluación del sistema. El Bo establece la relación entre el volumen de petróleo extraído, en condiciones de reservorio
y el volumen de petróleo obtenido en condiciones de tanque. El Bo (diferencial, flash o compuesto) es un valor relativamente fácil de trasladar desde la medición de Laboratorio a la escala de Reservorio.
En los sistemas de Gas y Condensado el Bo es un dato carente de significado físico pues, en condiciones normales, ni un pequeño porcentaje del líquido de tanque proviene de líquido presente en el reservorio. En los sistemas de Gas y Condensado cobra interés una propiedad diferente: La Producción Acumulada. Esta última expresa la fracción (en moles o su equivalente en Volumen STD) ya producida en cada etapa de la depletación. Nuevamente se trata de una propiedad fácilmente medible en el Laboratorio y directamente escalable al Reservorio.
De modo que en resumen, el Bo es una propiedad fundamental para caracterizar Petróleos Negros, pero carece de significado para los sistemas de Gas y Condensado. La Producción Acumulada describe
el comportamiento de los sistemas de Gas y Condensado, pero carece de aplicación en el caso de los Petróleos Negros (los moles y volúmenes de gas y de petróleo son lo suficientemente diferentes como para que carezca de sentido hablar de los moles producidos en cada etapa de la liberación diferencial). Bien, los Petróleos Volátiles están a mitad de camino entre los Petróleos Negros y los sistemas de Gas y Condensado. Y esto se traduce en que ni el Bo ni la Producción Acumulada describen adecuadamente sus propiedades. La razón es simple:
- Una fracción importante del líquido de Tanque proviene de la condensación de componentes presentes en el Gas libre que acompaña la producción de líquido.
- Una fracción apreciable de los moles presentes en el líquido, al comienzo de la explotación pasan a la fase Gas durante la depletación. Y una vez en fase gaseosa estos componentes pueden producirse como Gas y acumularse como Líquido gracias a la condensación en condiciones de superficie.
De este modo, la correcta descripción de la evolución de un sistema de Petróleo Volátil implica una adecuada evaluación de las curvas de Permeabilidad relativa del sistema, dado que a una misma presión de reservorio pueden corresponder producciones de líquido (y gas) muy diferentes, en función de la proporción entre gas y petróleo que alcanza los pozos productores.
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