METODOLOGIA EN LA DETERMINACION DEL VOLUMEN TOTAL DEL RESERVORIO

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo
Estimar el área y espesor a fin de determinar el volumen grueso del reservorio es frecuentemente el único método posible durante la perforación inicial en el campo. Donde el área en cuestionamiento es solo una pequeña parte de todo el campo, el espesor del reservorio productivo bajo esa pequeña área puede ser estimada con una precisión razonable. Tan pronto como sea necesario evaluar las reservas para todo el reservorio o una parte de esta, un proceso mas fiable y preciso puede ser tomado en cuenta.

Tal procedimiento es calcular el volumen del reservorio desde un mapa isópaco. En trabajo de reservorio, el mapa isópaco es construido para mostrar la extensión superficial y espesor del reservorio productivo. El área delimitada por cada contorno sucesivo indica el espesor del reservorio dentro del área.

Los mapas elaborados se contraen o expanden cuando la humedad cambia. Antes de que un planímetro sea usado para determinar aéreas delimitadas por varios contornos, debe estar calibrada.

FIGURA 25-1. Mapa isópaco y perspectiva ampliada del segmento de un reservorio simplificado.

Esto se hace circunscribiendo una parcela en el mapa cuya área a sido designada, por ejemplo, una sección de 640 acres, y aplicando la corrección apropiada a la lectura de las áreas de contorno. Las áreas dentro del contorno cero y cada contorno sucesivo del mapa isópaco son luego determinadas y tomadas como a0,a1, a2, a3, …, an. El volumen grueso del reservorio es calculado por el uso de una regla trapezoidal, la cual sostiene que:

Donde:

Vo = Volumen grueso del reservorio en acres-pies
C = Factor de corrección de calibración del planímetro, uno mas o menos en fracción decimal
h = Intervalo de contorno en pies
a0 = Área dentro del cero o el contorno base en acres
a1, a2, etc. = Área dentro de los contornos sucesivos en acres
an = Área dentro del contorno tope en acres
tn = Espesor promedio de la formación sobre el contorno n en pies

Figura 25-1 muestra un mapa isópaco de un reservorio simple apareciendo sobre una mesa de agua y teniendo una capa de gas. También muestra una vista perspectiva de un segmento CAB del reservorio. En la determinación del volumen grueso del reservorio de petróleo, el contacto agua petróleo es el contorno cero y el contorno a 30 pies es el contorno n. El intervalo de contornos h son 10 pies. El espesor promedio de la formación sobre el contorno n es el espesor de esa capa de reservorio de petróleo entre los 30 pies o el contorno n y el contacto gas petróleo aproximadamente a 34 pies. Es obvio que mientras mas pequeño sea el intervalo de contorno h en el mapa isópaco, mas grande es la precisión de la determinación del volumen grueso.

Conforme se vaya desarrollando el campo, más precisión significa ser empleado calculando el volumen del reservorio. Por ejemplo, la regla de Simpson para áreas irregulares (Perry, 1950) es considerada mas precisa que la regla trapezoidal. Luego a veces una modificación es hecha en el mapa isópaco y un mapa isovol es construido. Sobre esto, las líneas de contorno representan valores iguales del producto de porosidad y espesor neto petrolífero. Usando un planímetro en este tipo de mapa y aplicando la regla trapezoidal da una respuesta la cual es el volumen poroso efectivo de todo el reservorio en vez de solo el volumen grueso. Estos refinamientos usualmente deben esperar a un mayor desarrollo del el campo y no son ampliamente usados por el geólogo o ingeniero de exploración.

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