MAJOR RESERVOIRS FRACTURES IN THE WORLD



  • Dolomite
  • Chalky limestone
  • Sandstone
  • Dolomitic limestone
  • Limestone
  • Shale
  • Basement
  • Volcanics
  • Shaly
  • Coal
  • Conglomerate
  • Siliceous shale

MAJOR CLASTIC RESERVOIRS IN THE WORLD



  • Cretaceous
  • Paleogene
  • Jurassic
  • Neogene
  • Ordovician
  • Carboniferous
  • Permian
  • Devonian
  • Silurian, etc.

Source: ccreservoirs.com

MAIN CARBONATE RESERVOIRS IN THE WORLD



  • Cretaceous
  • Paleogene
  • Jurassic
  • Neogene
  • Ordovician
  • Carboniferous
  • Permian
  • Devonian
  • Silurian, etc.

Source: ccreservoirs.com

INTRODUCCION A LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIA EN RESERVORIOS

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Los métodos de balance de materia de las estimaciones del petróleo en la superficie son normalmente aplicados a un reservorio en su totalidad. Raramente es seguro que no haya migración de los fluidos del reservorio a través del arriendo o líneas de propiedad. Las ecuaciones de balance de materia en términos matemáticos manifiestan que el petróleo en superficie original en condiciones de reservorio original es equivalente al remanente del petróleo en ciertas condiciones del reservorio subsiguiente más las retiradas netas de los fluidos del reservorio durante el intervalo de tiempo transcurrido. Esta oración esta basada suponiendo que (1) el volumen bruto del espacio poroso del reservorio es constante y solo el volumen y la naturaleza de los fluidos en el reservorio cambian y (2) existe un equilibrio sustancial en todo momento dentro del reservorio.
Todas las formas de las ecuaciones de balance de materia son simplemente una forma diferente de expresar la siguiente relación fundamental:

Barriles de petróleo inicial en su lugar =

En medio de algún periodo inicial en la vida productiva de un reservorio (frecuentemente en condiciones originales) y algún periodo siguiente, la producción del reservorio causa el declive de la presión a menos que la invasión de agua lo mantenga. Si la presión declina ciertos cambios ocurren en las características físicas del petróleo y remanente de gas dentro del reservorio en el periodo de tiempo subsiguiente. Un estudio y evaluación de estos diversos cambios en las características de los fluidos del reservorio con relación al volumen retirado como producción permite el cálculo del petróleo original en superficie.

El estimado de reservas debe aplicar un factor de recuperación. Los cambios en las propiedades de los fluidos en el reservorio deben ser reconocidos y mencionados. Estos requiere radios de producción alta, intervalos de tiempo apreciable de varios años, o quizás ambos. Los ingenieros solo usan una regla de cálculo o la calculadora mecánica con frecuencia afrontan una tarea prodigiosa en el descubrimiento y la determinación de los cambios menores de las propiedades de los fluidos en el reservorio y matemáticamente aplicando ello en la ecuación de balance de materia. El problema es más complicado cuando los reservorios producen por combinaciones de los mecanismos de conducción: solución por empuje de gas, expansión de capa de gas, o empuje de agua.

Consecuentemente los ingenieros tienen que recurrir a análisis electrónicos. Estos mecanismos ingenuos intrínsecamente descubren y aplican muchos de los cambios menores de las propiedades de fluido del reservorio que podrían ser pasadas por alto y descuidadas en cómputos ordinarios. Así la solución resultante de la ecuación de balance de materia puede ser hecha con mucha rapidez y mucho antes que el periodo de vida productiva transcurrida del reservorio de un modo posible.

El espacio no permite derivaciones de la ecuación básica de balance de materia o la descripción de todos los factores que son implicados. Esta discusión no hace más que dar al geólogo de exploración o ingeniero una idea general del concepto básico. Varios textos excelentes cubren el tema en detalle. ( Pirson, 1958; Muskat, 1949; Calhoun, 1953).

CURVAS DE DECLINACION EN LA ESTIMACION DE RESERVAS DE PETROLEO Y GAS

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

El estudio de las curvas de declinación son unas de los más viejos de los varios métodos de estimación de las reservas de petróleo y gas. Ello presentan una historia gráfica de los registros producidos de un pozo, grupo de pozos o un reservorio. Antes de la venida de la distribución, la producción libre e ininterrumpida tanto de gas y de pozos de petróleo durante su temprana vida, permite trazar una curva que podría ser extrapolada en el futuro y servir como una base para pronósticos de productividad y reservas. Hoy, las curvas de declinación tienen menos utilidad. Generalmente la producción es distribuida proporcionalmente a la demanda del mercado. La invasión de agua en muchos yacimientos ayuda a mantener la presión del reservorio, y la producción es con frecuencia acortada para favorecer este proceso. Las curvas de declinación significan poco hasta bastante tiempo que haya transcurrido para establecer una tendencia definida o un radio de declinación. Si esta tendencia puede establecerse temprano en la vida del yacimiento, los geólogos de exploración o ingenieros pueden aprovechar los mismos métodos de estimación de reservas. Si muchos años transcurren antes de que se desarrolle tal tendencia, los hombres de exploración probablemente van a estar separados de la empresa con el campo y van a ser turnados por los ingenieros reservoristas.

En estimación de reservas, el tipo más conveniente de gráfica es un trazado de radio de producción, esto es, barriles promedio por día vs. Producción acumulada. La extrapolación de la línea a un punto de “retorno no económico” nos da una lectura directa del total de la última producción acumulada. Esto viene a ser las reservas recuperadas. En todos los casos el objetivo es seleccionar escalas gráficas que van a resultar en lo posible casi una línea recta. Obviamente estos resultados son las extrapolaciones más exactas.

Hay tres tipos de curvas de declinación, cada uno puede estar representado por formulas matemáticas. (Arps, 1956).

1. Declive de porcentaje constante: El declive de la productividad es un porcentaje constante como una función de tiempo. Por ejemplo, Al comienzo del primer año de la vida del reservorio se produce en promedio 1000 barriles diarios, al final de este primer año se producen 900 barriles diarios y al final del segundo año se producen 810 barriles diarios. Estos reservorios disminuyen en 10% anualmente. La disminución de la curva de radio promedio versus la producción acumulada se hace recta en el papel milimetrado.

2. Declinación hiperbólica: El declive de la producción es proporcional a todo un rate de producción. Este tipo de declive con radio de producción promedio trazado versus producción acumulada permite una línea recta en un papel loglog. Algún cambio de la escala va enderezar más la gráfica.

3. Declive Hiperbólico: El declive de la producción es proporcional a un radio de producción. Este tipo de declive donde el radio de producción promedio es trazado en función de la producción acumulada se endereza en un papel semilogarítmico. El radio de producción es trazado sobre una escala logarítmica y la producción acumulada sobre una coordenada regular.

La figura 25.5 muestra como los datos de declinación aparecen cuando es trazado de forma usual. El radio de producción diario promedio actual para un yacimiento de petróleo pequeño es trazado sobre tres tipos de escalas gráficas. La declinación que es de tipo armónico, y la recta de extrapolación sobre un papel semilogarítmico indica una reserva de 7 millones de barriles aproximadamente. Es obvio que las otras dos curvas no podrían ser extrapoladas con poca precisión.

Hasta ahora este tema de las curvas de declinación ha sido tratado en base a radio de producción vs. Producción acumulativa. Aunque este tipo de curvas extrapolan directamente las reservas recuperables, esto no revela nada con respecto a la vida productiva de los yacimientos y no siempre indica una necesidad de algunos medios de aumentar la producción, tales como el mantenimiento de la presión o la fluidez del agua. Ninguno de estos datos revela sobre la rentabilidad del proyecto. Hay varios tipos diferentes de curvas para estos propósitos lo cual también nos da información sobre las reservas. Algunos ejemplos serán mencionados brevemente. Producción vs. Extrapolación del tiempo para mostrar la vida productiva final y anticiparse a los radios de producción durante años futuros. Trazos de declinación de presión vs. Indicador del tiempo ya sea que el mantenimiento de la presión sea o no requerida, radios de producción vs. renta o ganancia pueden resultar en estimaciones de reservas basadas en factores económicos. En todos los casos es conveniente para trazar los datos, cualquiera que sea, para q la tendencia sea una línea recta para la extrapolación. Excelentes temas detallados de estos tipos adicionales de curvas y sus interpretaciones han sido publicados. (Clark, 1951, Menzie, 1953).

FIGURA 25-5. Declinación de la producción con información graficada en tres tipos de gráfico.