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FACTOR DE VOLUMEN DE FORMACION – RESERVAS DE PETROLEO




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

Crudo de petróleo en el reservorio, los cuales dependen de un grado considerable sobre la temperatura del subsuelo, la presión y la gravedad del petróleo, contienen gas disuelto. Produciendo este petróleo en el suelo permite que mucho de este gas se escape, por ende reduce el volumen del petróleo restante. El petróleo cuyo rendimiento es de un productor, es el petróleo en el tanque de stock, y se ha vuelto habitual hablar de reservas de petróleo para referirse al petróleo del tanque de stock. La relación del volumen del reservorio original de petróleo y el volumen reducido de petróleo del tanque de stock es llamado factor de volumen de formación (FVF-Bo). Si el petróleo del reservorio tiene una muy baja gravedad y esta a profundidades someras las cuales no permiten altas presiones de subsuelo, el factor de volumen de formación excede la unidad por una pequeña cantidad. Los petróleos muy volátiles bajo grandes presiones en el reservorio se pueden comprimir al llegar al suelo y al tanque de stock a menos de la mitad del volumen original y, en casos raros, aun más. Entonces el factor del volumen de formación puede ser tan alto como 2 o aun mas.
El factor del volumen de formación puede ser determinado con mucha precisión desde una investigación de laboratorio de una muestra actual de petróleo del subsuelo. En la ausencia de una muestra de subsuelo actual, una muestra de subsuelo sintético puede ser preparada obteniendo muestras de separador de petróleo y gas en el pozo y combinando las proporciones adecuados de cada uno en un bomba o celda en el laboratorio. Tales muestras sintéticas son denominadas “muestras recombinadas”. Este tipo de investigación de laboratorio es hecha en un contenedor de presión alta conocido como celda de presión volumen y temperatura (celda PVT) en el cual la presión es reducida a una temperatura apropiada y el volumen de cada fase, gas y liquido, es medida. Muy frecuentemente sin embargo, este trabajo de laboratorio no es completado y la predicción del FVF debe ser hecha desde otra información la cual ha sido tomada durante la evaluación de la producción inicial y del flujo del pozo.

Una predicción razonable de FVF puede ser hecha desde la razón de efluente del pozo gas/petróleo. Donde hay una garantía razonable de que las razones determinadas son razones de soluciones de gas (sin incluir grandes cantidades de gas libre desde la capa de gas), las siguientes tabulaciones nos dan una aproximación suficiente para su uso.


Razón Gas/Petróleo (cu pies por barriles — FVF
100 –1.10
200 — 1.15
300 — 1.20
400 — 1.26
500 — 1.31
600 — 1.36
700 — 1.42
800 — 1.47
900 — 1.52
1000 — 1.59
1500 — 1.85
2000 — 2.00

Tabla 25-1

Frecuentemente usado para estimaciones cercanas, es una correlación de FVF con razón de gas/petróleo, gravedad especifica del gas, gravedad API del petróleo, y la temperatura del reservorio.



EL AGUA INTERSTICIAL EN EL RESERVORIO DE PETROLEO




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

El agua el cual ocupa algunos de los espacios porosos en el tiempo en que el reservorio es descubierto, se determina agua intersticial Sw. Esta agua reduce el espacio poroso permitido para la acumulación de petróleo o gas. La información más fiable en cuanto al agua intersticial contenido en el volumen poroso, viene de la determinación de núcleos actuales. Muchos métodos son usados en hacer estas determinaciones como se describen en el capitulo 22. Un procedimiento ampliamente aceptado es para medir el volumen grueso de una muestra de núcleo y luego someterlo a calor en una retorta o en una destilación.

Los vapores de agua y petróleo son condensados y medidos separadamente, cediendo así información en el agua intersticial la cual estuvo presente en el núcleo.

Obtener núcleos apropiados para esta evaluación de saturación de agua es difícil. Gran parte de la superficie exterior del núcleo está contaminada con fluidos de perforación y agua de otras formaciones durante el proceso de muestreo de pozo. Como una medida remedio, los operarios a veces recurren al fluido de perforación base petróleo durante la toma de núcleo de tal forma que las aguas foráneas no choquen los núcleos. Los núcleos tomados con tal especial cuidado son usualmente sellados, recubiertos y también congelados rápidamente para preservarlo lo mas que se pueda a su contenido original.

Donde las técnicas especiales de toma de núcleos no son factibles, muchos laboratorios usan el proceso de “estado restaurado” para determinar el agua intersticial. Las muchas variaciones de este procedimiento son complicadas pero generalmente envuelven una completa extracción del núcleo, restauración con agua salada y luego permitiendo una presión de capilaridad apropiada para ser ejercida, por ende remover el agua salada a un punto correspondiente a las condiciones iniciales de reservorio.

El hombre de exploración frecuentemente recurre a interpretaciones de encuestas electrónicas. Muchas combinaciones de curvas bajo diferentes condiciones permite un estimado razonable de contenido de agua intersticial usando correlaciones empíricas de lecturas de registro vs. Información experimental de saturación de agua. El contenido de agua intersticial de núcleos usualmente esta entre 0.2 y 0.4, pero hay excepciones. En reservorios anchos y permeables, las fuerzas capilares, las cuales ayudan a sostener el agua dentro de los espacios porosos, son pequeñas. En tales reservorios, excepto por esa zona justo arriba de la interfase agua petróleo, el agua intersticial frecuentemente cae tan bajo como 0.05.

LA POROSIDAD EFECTIVA EN EL CALCULO DE RESERVAS




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

Este importante factor convierte todo el volumen grueso del reservorio al vacío o espacio poroso el cual contiene los fluidos agua, petróleo o gas. Aquí relativamente diminutas muestras en proporción al reservorio total, son evaluados y los resultados son asumidos a ser la representación del reservorio en su totalidad. Esto es peligroso. Extremo cuidado debe tenerse en seleccionarse las muestras de núcleo a evaluar de tal forma que tenga el grado de representación máximo de todo el reservorio.

Hay dos tipos de porosidad: efectiva y absoluta. La porosidad absoluta es todo el espacio vacío sin considerar la interconexión de los poros vacíos. La porosidad efectiva es ese volumen poroso el cual esta interconectado y no sellados, por donde pueda ceder el petróleo o gas. La porosidad efectiva es usada en cálculos de reservas. Numerosos métodos son usados para calcular la porosidad efectiva. Algunos son más adaptables al laboratorio y otros para rápidas evaluaciones en campo. Algunos se usan con arenas y otros son mejor usadas en largas muestras de núcleo, particularmente en piedras calizas. En el cálculo de reservas, porosidad ϕ es el volumen poroso efectivo dividido por el volumen grueso. Métodos aceptables para determinar la porosidad efectiva están descritas en el capitulo 22 y por Pirson (1958).

Geólogos capacitados en el arte de interpretar registros eléctricos hacen un reconocido trabajo estimando la porosidad desde registros. El registro neutrón mide la saturación de hidrógeno o la saturación de la roca. La porosidad puede ser estimada calibrando la lectura de neutrón de la roca con sus conocidas características físicas como fueron determinadas en el laboratorio. Por medio de una similar calibración apropiada los microregistros pueden estimar la porosidad. Pero es altamente recomendable obtener unos cuantos núcleos del reservorio donde se piensa determinar la porosidad, a fin de verificar los resultados obtenidos por los diferentes tipos de registros. Capítulos 19, 20, y 21 discuten la aplicación de varios procedimientos de registros.

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.

FORMAS DE DETERMINAR EL ESPESOR NETO EFECTIVO EN UN RESERVORIO DE PETROLEO

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo
Normalmente el espesor de un reservorio es determinado con varios tipos de registros. La curva de potencial espontáneo del perfil eléctrico en muchos casos indica el tope y base de la sección productora. Doll (1949) analizó esta técnica al detalle. Una continua y cuantiosa investigación tiene mejorado en ambos los instrumentos para hacer perfiles eléctricos y el arte de interpretación de curvas. En perforación a través de las calizas o arrecifes o cuando los lodos de perforación están presentes en el pozo perforado, la curva de potencial espontáneo es considerada poco fiable. El registro neutrón, el cual generalmente indica la porosidad, es beneficioso en calizas, arrecifes, y calizas cementadas en la estimación de espesor. El registro Gamma Ray es útil en la determinación de topes y bases de arenas y calizas las cuales están intercaladas con lutitas. La curva de resistividad de un registro de perfil eléctrico indicará el contacto agua-petróleo en la formación de arena pero dejará considerables dudas cuando sea aplicado para calizas. Un análisis detallado de varias técnicas y aplicaciones de tales perfiles se han dado en los capítulos 19, 20, y 21.

La sección de espesores en dónde hay una recuperación totalmente completa, núcleos, por supuesto, ofrece una excelente evidencia del espesor de una formación productora y mostrará el contacto agua-petróleo.

Los registros que contienen pruebas de perforación contribuyen al conocimiento general de la localización de la formación productora y puede ser beneficiosa en la estimación del espesor de la formación productora. En muchos casos juntar el contacto agua-petróleo.