Lineamientos generales simulación de reservorios

LINEAMIENTOS GENERALES
SOBRE
SIMULACION NUMERICA DE
RESERVORIOS
UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO
JULIO 2013

Simular el comportamiento de un reservorio
petrolífero, se refiere a la construcción y
operación de un modelo cuyo comportamiento
asume la apariencia de la conducta actual del
yacimiento, el mismo que puede ser físico o
matemático.

Un modelo matemático es simplemente un
conjunto de ecuaciones que, sujetas a ciertas
condiciones, describe el proceso físico activo en el
reservorio. A pesar que el modelo por sí mismo
carece de la realidad de un campo de gas o de
petróleo, el comportamiento de éste, asume la
apariencia del periodo productivo del yacimiento.

El propósito de la simulación es estimar el
comportamiento de un campo (v. Gr. La
recuperación de petróleo) bajo una variedad de
esquemas de producción.

Mientras el campo puede producir solo una vez, y
a costos considerables - un modelo puede
producir o “correr” muchas veces a un costo
mucho menor y en un período de tiempo más
corto. Observaciones del comportamiento del
modelo bajo diferentes condiciones de
producción, ayudarán en la selección de un
conjunto óptimo de condiciones de operación
para el reservorio.

SIMULACION DE RESERVORIOS
La simulación de Reservorios está basada en el
buen conocimiento de las técnicas y ecuaciones de
la Ingeniería de yacimientos. Las mismas técnicas y
ecuaciones que el Ingeniero de reservorios ha
estado usando por años.

SIMULACION DE RESERVORIOS
En general, la simulación se refiere a la
representación de algún proceso mediante un
modelo teórico o físico. Este estudio ha sido
limitado a la simulación de un reservorio
petrolífero y lo concerniente al desarrollo y uso de
modelos que describan el comportamiento del
mismo bajo varias alternativas de operación.
.

La simulación por si misma no es realmente nueva, ya
que los Ingenieros hace tiempo que usan modelos
matemáticos en los cálculos de ingeniería para
mostrar el comportamiento del reservorio, antes del
desarrollo de modernas computadoras digitales, de tal
manera que los modelos eran relativamente simples.
Por ejemplo , cuando se calcula el petróleo In Situ
volumétricamente, el Ingeniero simulará el reservorio
por un modelo simple en el cual serán usados valores
promedios para la porosidad, saturación y espesores.

Aunque la simulación en la industria petrolera no es
nueva, resultan nuevos los aspectos de mucho mayor
detalle dentro del mismo reservorio para proporcionar
una simulación más exacta, lo que se ha vuelto más
práctico debido a la capacidad de procesamiento
disponible de los computadores.

La descripción más detallada, pesar de todo, requiere
de ecuaciones matemáticas más complejas que son
difíciles de comprender, y es ésta dificultad la que ha
causado que algunos Ingenieros eviten su uso,
mientras hubo otros que se dedicaron por completo
a su mayor desarrollo.

La industria petrolera se encuentra en la era de la
revolución en la simulación de reservorios a medida
que los simuladores son usados más y más, razón por
la cuál, se hace necesario un entendimiento básico de
lo que es modelaje de reservorios. El Ingeniero,
especialmente el de reservorios, debe capacitarse en
la ubicación de problemas de simulación, la decisión
en la elección de los apropiados datos de entrada, y en
la evaluación de los resultados.

Análisis Básico
Una expresión resumida de la EBM será:
Petróleo neto producido acumulado = petróleo
original In Situ – petróleo remanente In Situ.
El fluido neto acumulado retirado es la diferencia
entre el petróleo originalmente en el reservorio y el
petróleo que queda a cualquier tiempo dado.

En este análisis básico no hay petróleo entrando
en el yacimiento puesto que los límites son
considerados impermeables al flujo. Por lo tanto,
la EBM se reduce a la forma más simple.

Un reservorio como este es denominado “modelo
tanque” fig. (1.a). Este se trata de un modelo de
dimensión cero debido a que la roca, propiedades
del fluido y valores de presión, no varían de punto
a punto; sino que por el contrario, ellas son
calculadas como valores promedios para el
reservorio. Este modelo tanque es el bloque
básico o el punto de partida de los simuladores de
reservorio.

Ahora si se considera un reservorio representado por un
banco de arena tal que éste varíe en litología en dos
mitades. El banco de arena en su conjunto no puede ser
representado por las propiedades promedio, pero cada
mitad sí se puede. De esta forma el banco de arena
consiste de dos tanques unitarios, o celdas, como son
llamados normalmente. La EBM describe el
comportamiento del fluido en cada celda como si se
tratase de una sola, es así que, el término correspondiente
al petróleo neto retirado en la EBM, es más complicado
porque habrá una migración de fluido de una celda a otra,
dependiendo de los valores de presión promedio de las
dos celdas.

Esta transferencia de fluidos entre las dos celdas es
calculada por la ley de D’arcy. La EBM junto con la ley de
D’arcy describirán el comportamiento de cada celda. Bajo
estas consideraciones se puede decir que el modelo
descrito no corresponde a un cero dimensional, debido a
que los parámetros del reservorio pueden variar entre las
dos celdas, De esta forma se tratará de un modelo en una
dimensión debido a que consiste de más de una celda en
una dirección y de solamente una celda en las otras dos
direcciones. Fig. 1.b.

Ese análisis puede ser extendido a reservorios donde las
propiedades tales como los valores de presión, varían en
dos dimensiones, y a otros donde las variaciones ocurren
en tres dimensiones. Los simuladores que representan
estos reservorios son llamados simuladores de dos y tres
dimensiones como se ilustran en las figuras 1.c y 1.d
respectivamente, en resumen, un simulador de reservorios
bidimensional consiste de más de una celda en dos
dimensiones y una celda en la tercera dimensión y un
simulador tridimensional consiste en más de una celda en
las tres dimensiones.

Prescindiendo del número de dimensiones
usadas, la ecuación de balance de materiales
(EBM) es la ecuación básica que describe el
comportamiento del fluido dentro una celda; y la
ley de D’arcy describe la interacción entre las
celdas. En modelos de una, dos y tres
dimensiones, cada celda, exceptuando las celdas
de los límites, interactúan con 2, 4, y 6 celdas
respectivamente.

Puesto que un simulador puede estar compuesto
de cientos de celdas, el gran número de EBM para
cada celda originaría una operación de gran
envergadura, ideal para el uso de computadores
digitales. Pero, nuevamente se hace énfasis que
los principios y ecuaciones usadas en los
simuladores de reservorios no son nuevas sino,
que solo aparentan debido a la complejidad de su
procesamiento por la cantidad de datos a
almacenar.

Lineamientos generales simulación de reservorios

CARACTERISTICAS GENERALES.
Existen muchos tipos de simuladores de
reservorio, para elegir el simulador apropiado para
representar un reservorio en particular, se
requiere de un entendimiento del mismo y un
cuidadoso exámen de los datos disponibles. Un
simulador adecuado para un reservorio A puede
no ser apropiado para un reservorio B, aún cuando
existan similitudes entre los reservorios A y B.

Una manera de clasificar a los modelos fue
analizada anteriormente en lo correspondiente al
número de dimensiones, siendo los más usados en
la actualidad los modelos de dos y tres
dimensiones en función de los objetivos que se
persigan en un estudio.

Dentro de las geometrías que puede manejar un
modelo matemático, tenemos aquella en la
dirección horizontal (X-Y); pero la vertical (X-Z)y la
radial (R-Z) son también usadas muy a menudo.

Los simuladores pueden ser clasificados también
de acuerdo al tipo de fluido en el reservorio o
proceso que se esté intentando simular. Hay por
ejemplo, para gas, petróleo negro (BLACK OIL),
gas y condensado (COMPOSICIONAL) y para
procesos de desplazamiento miscible. En todas
estas situaciones cualquiera de estos simuladores
puede o no contar con procesos gravitacionales o
fuerzas capilares.

Todo lo relacionado al dimensionamiento no es
suficiente para elegir el simulador apropiado, sino
que este debe también representar el tipo de
hidrocarburo y las fases de fluidos presentes, fig. 2.

QUE ES UN MODELO COMPUTACIONAL
Por la disponibilidad de computadores, la simulación
de reservorios nos permite efectuar estudios de
yacimientos con mayor detalle, dividiendo el mismo en un
número de bloques (en algunos casos miles) y aplicando las
ecuaciones fundamentales para el flujo en medios porosos
a cada bloque. Los programas desarrollados para
computadoras digitales que llevan a cabo los cálculos para
desarrollar estos estudios de modelaje son llamados
modelos computacionales.

Debido al avance en tecnología de computadores, tanto
hardware como software, es ahora posible desarrollar los
más sofisticados modelos para simular algunos de los
procesos más complejos que toman lugar en un reservorio
durante la implementación de diferentes esquemas de
recuperación. Por esta razón la simulación de reservorios
está siendo constantemente probada y mejorada.

Nuevos modelos para simular los más complejos sistema de
recuperación son propuestos todo el tiempo, sin embargo en
este curso ser verá el más básico de todos los modelos de
reservorio cual es el dominado BLACK OIL ó de petróleo negro,
conocido también como modelo Beta. Un apropiado
entendimiento de las técnicas usadas para modelos de petróleo
negro es esencial para poder desarrollar algunas apreciaciones
acerca de modelos más complejos. En lo relativo a la descripción
de un modelo computacional los términos: Modelos matemático,
modelo numérico, simulador numérico, modelo de malla,
modelos de diferencias finitas y simuladores de reservorio son
utilizados en la mayoría de los casos en forma indistinta. En
realidad, existen tres clases de modelos envueltos en el
desarrollo de un programa para simular el reservorio:

Modelo Matemático:
El sistema físico a ser modelado debe ser expresado
en términos de ecuaciones matemáticas apropiadas. Este
proceso casi siempre implica ciertas suposiciones. Estas
suposiciones, desde un punto de vista práctico, son
necesarias para volver el problema tratable. Por ejemplo,
todos los ingenieros de reservorios conocen que el
concepto de permeabilidad relativa tiene limitaciones, pero
en ausencia de nada mejor, no se tiene elección y se debe
usar este. La formulación de modelos matemáticos resulta
en un conjunto de ecuaciones diferenciales parciales no
lineales, con apropiadas condiciones iniciales y de límite.

Modelo Numérico
Las ecuaciones que constituyen un modelo
matemático de reservorios son casi siempre demasiado
complejas para ser resueltas por métodos analíticos, razón
por la cual se deben efectuar aproximaciones para poner las
ecuaciones de tal forma que puedan ser solucionadas por
computadores digitales. Este conjunto de ecuaciones
forman lo que se denomina el modelo numérico.

Modelo Computacional
Un programa para computador o un conjunto de
programa escritos para resolver las ecuaciones de un
modelo numérico constituyen el modelo computacional del
reservorio. El uso de este modelo computacional para
resolver problemas prácticos es lo que se llama Simulación
de reservorios.

Otros Modelos
Muchos otros tipos de modelos han sido usados por
los Ingenieros Petroleros. Estos modelos pueden ser
divididos básicamente en dos categorías, (a) Modelos
análogos, y (b) Modelos físicos. Los modelos análogos más
comunes son los modelos eléctricos donde el potencial
eléctrico y su comportamiento sirven como variables
análogas. En la actualidad estos modelos análogos han sido
remplazados completamente por modelos
computacionales.

Los modelos físicos pueden ser clasificados como : (a)
modelos a escala ó como (b) modelos elementales. En un
modelo a escala, las dimensiones del reservorio,
propiedades del fluído, así como las propiedades de la roca
están a escala para un modelo de laboratorio de tal manera
que la relación de los diferentes fuerzas que actúan en el
reservorios y las del modelo físico son las mismas. Un
modelo a escala podría proporcionar resultados que
puedan ser directamente aplicados al campo.
Desafortunadamente las modelos físicos a escala total son
imposibles de construir.

En un modelo elemental, se puede llevar a cabo con
propiedades de roca y fluido correspondiente al análisis del
mismo o con propiedades simuladas. Obviamente que los
resultados de tales modelos no son directamente aplicables
al campo, sin embargo ellos nos pueden ayudar a responder
algunas preguntas básicas acerca de los mecanismos que
gobiernan el comportamiento del reservorio.

Las ecuaciones básicas del movimiento de fluídos que
describe el flujo en el reservorio (modelo matemático) son
también válidos para modelos a escala y modelos
elementales. Esto significa que un modelo computacional
puede ser verificado y aún ajustado usando los resultados
de un modelo físico y luego usar este para predecir el
comportamiento del campo. De esta forma, para tener un
máximo entendimiento del complejo fenómeno que sucede
en el reservorio se requiere considerar el uso adicional
tanto de los modelos físicos como de los modelos
computacionales.

Resumiendo:
Un programa de simulación numérica de reservorios, es una
herramienta de ingeniería, la cuál, cuando es apropiadamente
aplicada puede proporcionar una estimación del
comportamiento del reservorio bajo una variedad de
condiciones especificadas por el usuario.

El concepto clave en la definición anterior es que el
simulador de reservorios es una “herramienta de
ingeniería”, y puede ser aplicada en un amplio rango de las
distintas ramas de esta profesión. Muchas personas ven al
programa de simulación como una “caja negra” , la cual
debe proveer la respuesta; es decir, pronóstico exacto de la
producción y respuesta a los problemas operativos.

Los Simuladores de reservorio NO proporcionan respuestas;
ellos proporcionan estimaciones del comportamiento por el
uso de un modelo definido de reservorio. Estos
comportamientos estimados pueden ser luego usados junto
con la evaluación económica para permitir al ingeniero
tomar decisiones para las operaciones o desarrollos de
campo requeridos.

Muchos usuarios de los programas de simulación esperan
que estos representen necesariamente un riguroso modelo
de su reservorio, usando a menudo un modelo
tridimensional del campo entero, de tal manera de obtener
un modelo de simulación válido y acreditable para su
estudio.

Esta actitud a menudo resulta en función del trabajo que se
persiga, inclusive demasiado riesgosa ya que para muchos
casos, un modelo de simulación en dos dimensiones areal o
de corte seccional puede ser adecuado y permitir resolver
los problemas operativos o lograr la decisión que buscaba.
Muchos documentos han sido publicados, los cuales
discuten el beneficio que se tiene cuando se considera el
uso de una simulación de reservorio para resolver un
problema particular.

Cuando se aplica un simulador numérico para resolver un
problema en particular, un número de decisiones deben ser
tomadas para garantizar que esté siendo aplicada la
herramienta adecuada y que el modelo del reservorio sea
apropiado para manejar el problema.
El primer requerimiento es un claro y conciso
resumen del problema a ser solucionado y definir los
objetivos finales que se persiguen con el estudio. La
selección del simulador dependerá del problema específico
considerado.

Que preguntas puede responder un
modelo computacional?

1. Como puede ser un campo desarrollado y producido de
manera que podamos maximizar la recuperación económica de
hidrocarburos.
2. Cual es el mejor esquema de recuperación para un reservorio?
Como puede ser implantado?

3. Porque el reservorio no se está comportando de acuerdo con
las predicciones hechas por estudios previos ya sean de
ingeniería tradicional o por estudios de simulación?
4. Cual es la recuperación final económica para un campo?

5. Que tipo de datos de laboratorio se necesitan y cual es la
sensibilidad de cada uno de ellos en los modelos de predicción?
6. Es necesario hacer estudios sobre modelos físicos de
reservorio? En que grado los resultados puede ser llevados a la
práctica aplicándolos en el campo?

7. Cuales son los parámetros críticos que deben ser medidos en
las aplicaciones de campo para un determinado esquema de
recuperación?
8. Cual es el mejor esquema de terminación de un pozo en el
yacimiento?
Que porcentaje de aporte tiene determinada zona del reservorio
en la producción total?

Estas son algunas de las preguntas más generales; sin embargo
existen preguntas mucho más específicas que pueden ser
hechas cuando se está considerando un estudio de simulación
en particular. Definidos los objetivos del estudio que se llevará a
cabo y establecer cuidadosamente las interrogantes a ser
respondidas, es un paso extremadamente importante en la
conducción de cualquier estudio de simulación.

1.- Prueba Pre – Piloto
Seleccionado posibilidades
Diseñado y comprendiendo experimentos de laboratorio.
Evaluaciones preliminares de los procesos seleccionados.
2.- Pruebas Piloto
Diseño de arreglos de comportamiento.
Establecimiento requerimiento de datos para las pruebas piloto
y de laboratorio.

3.- Ejecución de pruebas piloto
Monitoreo
Optimización
Eliminación de datos malos
4.- Evaluaciones Piloto
Optimización de procesos
Nuevos diseños

5.- Operaciones de campo
Monitoreo del proyecto.
Optimización del proyecto.
Análisis de los problemas de operación (baleos, terminación,
etc.)

CONDUCCION DE UN ESTUDIO DE
SIMULACION

Esta sección contiene un breve lineamiento de los
pasos fundamentales envueltos en la conducción de
un estudio de simulación con un modelo de
reservorio y presenta algunas sugerencias,
indicaciones e ideas que se pueden considerar.
Los pasos fundamentales en la conducción de
un estudio de simulación que serán discutidos son:

1. Obtener un resumen claro de los problemas y objetivos
para el estudio.
2. Seleccionar la herramienta apropiada de simulación
(simulador) para el problema.
3. Examinar todos los datos geológicos y de ingeniería
disponibles para desarrollar la mejor descripción posible
del reservorio.

4. Escoger una malla (grilla) para modelar el reservorio.
5. Localizar los datos de producción y reservorio y reducir
estas a la forma requerida para introducirlo en el modelo.
6. Obtener estimaciones del petróleo In Situ a partir de
cálculos volumétricos ó haciendo uso de la EBM.

7. Llevar a cabo estudios de los parámetros de sensitividad
y lograr un ajuste aceptable de la historia de producción
disponible, necesarios para obtener una satisfecha y
uniforme predicción.
8. Hacer corridas de predicción para estimar el
comportamiento de producción bajo planes, alternativos
de operación.
9. Comparar las varias alternativas estudiadas y obtener la
óptima desde el punto de vista de recuperación o desde el
punto de vista económico o ambos.

Antes de empezar un estudio numérico de simulación deben
considerarse los siguientes criterios:
a) Si existe un problema económicamente importante tal como
la determinación de la estrategia más óptima de explotación de
un campo.
b) Disponibilidad de todos los datos de entrada requeridos por
el simulador.
c) Ver si la solución del problema económicamente importante
no puede ser satisfactoriamente resuelto usando una
herramienta más simple y menos cara que un simulador.

DESCRIPCION DE RESORVORIO Y
SELECCIÓN DE LA MALLA

El primer paso en el estudio es desarrollar lo mejor
posible la descripción del reservorio usando todos los
datos posibles, tanto geológicos como de ingeniería.
Una descripción acertada del reservorio es esencial
para el desarrollo del estudio de simulación.

Los reportes geológicos previos y datos de ingeniería a
menudo proveen un excelente punto de partida para
esto.
El grado de detalle o complejidad de la descripción del
reservorio será determinada por la extensión del
problema y la malla de red elegida para el modelo.

De esta forma, un buen conocimiento del reservorio, los
controles geológicos, y el comportamiento de las
producción, es necesario tomarlos en cuenta para elegir la
malla con la complejidad que se quiera tomar para
aproximar la simulación.
El desarrollo de la descripción del reservorio y la
comprensión de la características de producción del mismo,
no son cosas que son hechas solamente una vez al principio
del estudio ; por el contrario, ellos son parte de un
comportamiento y de un continuo proceso de cambio a
través del mismo.

La descripción del reservorio debe permanecer flexible
y evolucionar tanto como el estudio avance o, se
disponga de nueva información.
De esta forma, teniendo una buena descripción
del reservorio al inicio, hará el estudio más fácil y
mucho más improbable que existan cambios en el
proceso.

Uno de los pasos más importantes en la construcción
del modelo es la selección de la malla a usarse. Esta
decisión es fundamental en que se refiere a determinar
la complejidad de la simulación.
La selección de la malla incluye el tamaño de las
celdas en el sistema de grillado, esto implica definir el
tamaño de los bloques donde estarán ubicados los
pozos en función a la orientación de la malla.

Una regla importante del modelaje de reservorios es la
de “elegir la malla más general que describa
adecuadamente el comportamiento futuro del
reservorio”. Esto rebajará los costos por computación
a un mínimo sin afectar adversamente la precisión del
estudio de simulación.

El tiempo de procesos y costo depende del procedimiento usado
para resolver las ecuaciones diferenciales finitas con que trabaja
el modelo, del número de bloques usados en la malla y el
número de dimensiones espaciales. Es así que el costo del
proceso es directamente proporcional al número de
operaciones aritméticas por paso del tiempo; un incremento, en
el número de bloques que constituyen la malla, o en el número
de dimensiones, puede resultar en grandes incrementos en el
costo. Algunas veces es realmente valioso el uso de un gran
número de bloques o un arreglo en tres dimensiones para
solucionar problemas grandes o complejos.

Generalmente a pesar de todo, intento por incrementar el
número de bloques o el número de dimensiones son
motivados por un deseo de incrementar la exactitud, lo cual
es justificable en algunos casos donde puedan ser
controlados con el conocimiento de los datos de entrada
que ocasionalmente no son confiables y son a menudo,
representativos de solamente una pequeña fracción actual
del reservorio.

En algunos casos, la capacidad de almacenaje del
computador será una fuerza limitante. Algunas
aproximaciones, las cuales pueden ser usadas para reducir
el número de bloques y los requerimientos de almacenaje y
uso de memoria del computador, incluye simulaciones de
secciones transversales, simulaciones areales de dos
dimensiones, o el simular un pequeño elemento simétrico
de un patrón general (por ejemplo, de un arreglo de cinco
pozos, tomar un cuarto (1/4) del arreglo), o efectuar
simulaciones de un típica porción del campo usando
propiedades promedio del reservorio, y el uso de seudo
funciones para reducir el número de celdas de la malla.

Otros aspectos concernientes a la elección de la malla
incluyen la dispersión numérica, orientación de la red, y
el requerimiento areal y vertical de la distribución de
fluidos.

RECOLECCION Y REDUCCION DE DATOS

Una fase necesaria de todo estudio de simulación es la
recolección de datos a ser usados en el simulador.
Valores de cantidades físicas deben ser especificados
antes que la simulación pueda empezar. Los datos
particularmente necesarios dependerán de la
naturaleza y complejidad del estudio.

Los datos requeridos pueden ser clasificados en tres
grupos: Propiedades de la roca reservorio, Propiedades
de los fluidos , e historia del comportamiento del
campo. Algunas propiedades de roca reservorio y
fluidos del mismo y su manera común de obtenerlas
son presentados en la tabla 1.

La carencia de datos detallados de la roca, de cualquier
parte del reservorios excepto en el lugar donde se
encuentra perforado el pozo, requiere que los datos
sean inferidos usando la mejor descripción geológica
posible y el siguiente procedimiento:

a) Recolectar todos los datos pertenecientes a las
cantidades físicas relevantes. Graficar estos datos
sobre un mapa base de la región a ser modelada.
b) Contornear los datos de los puntos para obtener una
distribución areal consistente, con un buen concepto
geológico y de ingeniería de la región.

c) Digitalizar los datos contorneados para obtener los
datos de roca requeridos en cada celda de la malla a ser
empleada. Esta paso es efectuado después que la malla
ha sido seleccionada.

Las propiedades de los fluidos del reservorio (datos PVT)
incluyen análisis de viscosidades de los fluidos, densidades,
factores volumétricos de formación, solubilidad del gas,
etc. Estos datos son generalmente obtenidos por análisis
de laboratorio aplicados a muestras de fluidos tomados del
reservorio. A menudo los datos PVT no son conocidos para
todo el rango de presiónes deseables para hacer un
corrimiento computarizado. Cuando esto sucede, los datos
base de fluidos pueden ser ampliados complementando los
datos de laboratorio con correlaciones o mediante el uso
de programas desarrollados para es fin.

La combinación de las propiedades de la roca y de los
fluidos del reservorio, comprende la inicialización de
datos para el modelo, por ejemplo, los datos que
deben ser codificados, antes que la simulación del
comportamiento del campo pueda empezar . Los
restantes datos que van a ser codificados, son llamados
datos recurrentes y son tomados de la historia del
comportamiento del campo.

Incluidos en la historia del comportamiento del campo
están los historiales de inyección y producción; la
distribución de presión dependiente del tiempo, y los
índices de productividad de los pozos. La historia de
eyección y de producción, incluyen las relaciones agua –
petróleo, relaciones gas-petróleo, datos de producción de
gas, petróleo y agua, además de los datos de eyección y el
tiempo de surgencia del fluido inyectado. El simulador
puede calcular el comportamiento de la presión y
producción basado en los datos de entrada provistos. Los
cálculos de comportamiento realizados por el simulador
son luego comparados con el comportamiento de la
producción observada.

La obtención de datos en el campo es a menudo difícil y
consume bastante tiempo, consecuentemente, las
mediciones de campo son hechas solamente cuando es
necesario, además el análisis de los resultados medidos
pueden no ser correctos debido a la complejidad del
proceso de medición. Por estas razones y otras es que es
frecuente encontrar que la información necesaria es
inadecuada, incompleta, o mezcla de ambas.
.

Mediante el empleo de criterios adecuados, la
comunicación con la gente del campo y experiencia, es
posible determinar cuales datos son confiables y cuales
deben ser usados con precaución. Estos datos no
confiables son generalmente, los primeros en ser
ajustados durante la etapa de ajuste de la historia del
comportamiento del reservorio.

PERMEABILIDAD RELATIVA Y DATOS PVT
DE FLUIDOS

Algunos de los datos más críticos en términos de su
afecto sobre el comportamiento del modelo son las
curvas de permeabilidad relativa.

Desafortunadamente las curvas de permeabilidad
relativa son a menudo datos entre faltos de calidad a
pobres de calidad. Estos datos son significativamente
afectados por las alteraciones en las condiciones de
mojabilidad en el núcleo; idealmente, los datos de
permeabilidad relativa deberán ser medidos en el
laboratorio bajos las mismas condiciones de
mojabilidad que las existentes en el reservorio.

Un método de obtener esta “idealidad” es mediante el
uso de preservadores de “estado nativo” durante el
muestreo de núcleos. Estas son muestras, las cuales
son perforadas usando petróleo crudo o algún fluido
para el muestreo, que sea diseñado para minimizar las
alteraciones de mojabilidad, Las muestras son luego
selladas en el mismo lugar del pozo para minimizar la
exposición al oxígeno o secado y trasladarlo al
laboratorio listo para efectuar las distintas pruebas.

Siendo que este proceso es económicamente costoso,
la mayoría de los datos de permeabilidad relativa son
obtenidos a partir de la readecuación de los núcleos en
el laboratorio.
Los análisis de laboratorio de los fluidos del reservorio
generalmente proveen datos de un experimento de
liberación diferencia y de un experimento flash.

Los datos de liberación diferencial y flash pueden ser
significativamente diferentes para algunos petróleos.
Los procesos actuales de producción de reservorio
están representados por una combinación de los
procesos diferencial y flash. La consideración
normalmente hecha en la preparación de los datos
P.V.T. para el uso en el simulador de petróleo negro, es
que los datos de liberación diferencial representan la
producción a las condiciones de almacenaje (STC).

ESTUDIOS DE SENSITIVIDAD Y CALCULOS
DE PETROLEO IN SITU

Los resultados exactos de una simulación dependerán
de obtener datos de al calidad de un gran número de
parámetros del reservorio. Muchos de estos datos
pueden ser cuestionables o aún fuera de lugar para
cualquier estudio. También no es posible predecir “A
priori” cuales parámetros controlarán el
comportamiento del modelo.

Una técnica que es frecuentemente usada para ayudar
en la reunión de datos y distribuirlos con el tiempo a
parámetros críticos, es el uso del modelo de
simulación para hacer un análisis sensitivo sobre la
selección de los parámetros.

Por la variación de cada uno de los parámetros
seleccionados a través de un rango razonable de
incertidumbre y observando los efectos sobre el
comportamiento del simulador, estos parámetros
críticos que controlan el comportamiento pueden ser
identificados. De este forma esfuerzos futuros para
reunir mejores datos pueden ser concentrados en
estos parámetros críticos.

Algunas estimaciones de petróleo In Situ , aún por
cálculos volumétricos ó hechos antes de empezar
cualquier estudio amplio de simulación. Este cálculo de
petróleo In Situ proporcionará u chequeo sobre los
datos de entrada del simulador y descripción del
reservorio.

También, en un estudio grande, los cálculos por balance de
materiales proporcionarán un chequeo sobre la
consistencia de la presión, producción y datos P.V.T. de
fluidos.
Si esos datos no pueden dar una consistencia razonable a
los cálculos de balance de materiales, probablemente no se
justifique un estudio de simulación muy caro, mientras la
inconsistencia en los datos sea corregida o sean obtenidos
datos adicionales.

El objetivo del ajuste del comportamiento es el de
reproducir con el simulador el comportamiento actual
del reservorio. Este es llevado a cabo mediante el
manejo de dos procesos fundamentales que son
controlados durante el ajuste del comportamiento: La
cantidad y distribución de fluidos en el sistema y el
movimiento de fluidos dentro del mismo.

Estos procesos son manejados ajustando los datos de
entrada dentro de los límites razonables de
condiciones existentes en el campo hasta que exista
una mínima diferencia entre los datos reales y los
calculados por el simulador en un momio período de
tiempo.

De esta manera, el ajuste del comportamiento es el proceso
de determinación de los valores, de los parámetros físicos
pobremente conocidos o desconocidos, los cuales son
necesarios como entrada al modelo matemático del
reservorio. Mucha , si no toda , la información físicamente
medible usada en el simulador, está basada en mediciones
de campo incompletas o inexactas. La confiabilidad de esta
información y su consistencia es mejorada mediante el uso
del simulador al tiempo de efectuar el ajuste del
comportamiento del reservorio.

Los valores de los parámetros físicos son ajustados dentro
de límites razonables determinados por entendimientos
juiciosos de geología e Ingeniería hasta que el simulador
calcule resultados que se ajusten a los datos del
comportamiento observado. La entrada de datos
geológicos pude ser extremadamente valiosa en el
esfuerzo de encontrar el ajuste del comportamiento
preciso. Cuando un ajuste de comportamiento aceptable ha
sido encontrado, el ingeniero puede proceder a la
predicción esperada por el estudio.

Como se puede notar, de la explicación anterior, el
ajuste del comportamiento es un procedimiento
cualitativo, y su confiabilidad depende, en gran parte
del conocimiento y experiencia del comportamiento
individual de la simulación.

Una crítica común y legítima al resultado del ajuste de
un comportamiento es que el conjunto de parámetros
físicos que trabajan en el desarrollo del ajuste no son
necesariamente únicos. Es posible encontrar otro
conjunto de parámetros que proporcionen tan bien
ajuste a la historia del reservorio como los anteriores ya
aceptados, aún cuando los dos conjuntos de datos
puedan producir predicciones del comportamiento
substancialmente diferentes.

Consecuentemente, por las razones anteriormente
expuestas es que vale la pena poner al día
periódicamente ajustes del comportamiento dando
datos recientemente obtenidos con el objetivo de
alcanzar el codiciado conjunto de parámetros, tanto
como dar validez o corregir el comportamiento
proyectado del reservorio.

Obteniendo una acertada descripción del reservorio al
principio del estudio, se minimizará la cantidad de
parámetros que requieran ser calibrados durante el
ajuste del comportamiento.

Quizás el origen más común de errores en el proceso
de ajuste del comportamiento es la necesidad de datos
de campo confiables. Hay muchas razones por las que
el reporte de los datos de campo no es confiable, de
esta manera la cantidad de datos es generalmente
limitada. Es así que, el ajuste del comportamiento
puede caracterizar los datos reportados, pero estos
pueden no corresponder a la caracterización del
reservorio.

Otro tipo de situaciones que originan errores sucede,
cuando las derivaciones en la formulación matemática
del modelo, son reemplazadas por truncamiento y son
denominados dispersión numérica. Esto puede causar
que un conjunto de parámetros correctos produzcan
resultados incorrectos, tal como la predicción
prematura de intrusión de agua. Lógicamente que este
tipo de errores serán de mayor o menor valor, en
función de la capacidad del modelo y su grado de
exactitud, siendo generalmente propio de modelos
baratos.

La no unificación de conjunto de parámetros, la
inseguridad, o falta de información de los datos de
campo y la presencia de errores de truncamiento, son
los problemas más típicos encontrados durante el
proceso e ajuste del comportamiento del campo.

El ingeniero debe estar consiente que estos problemas
existen y que pueden causar inexactitud en la
proyección del comportamiento. Por lo tanto,
unificando estos problemas, el resultado para cualquier
simulación debe ser juiciosamente considerado y
aplicar en el, un concepto de “equidad” junto con la
experiencia con el tipo de reservorio que se está
tratando, el área y los sistemas de producción a ser
usados en el campo.

PROCESAMIENTO DE LA PREDICCION

Después que se tenga un ajuste satisfactorio del
comportamiento primario del campo, podemos hacer
el procesamiento de las predicciones.

Un número de alternativas en las operaciones de
campo o escenarios de desarrollo pueden ser
evaluados y comparados en un corto período de
tiempo para optimizar futuros manejos del reservorio y
planificaciones para el campo.

Debido a que no hay historia del campo para
compararla con los resultados de la simulación para un
determinado procesamiento de la predicción, es
importante aplicar un esquema conservador y
cuidadoso en definir las distintas alternativas de
explotación de un yacimiento.

No menos cuidado se debe tener en la predicción de la
simulación cuando el procesamiento de la misma,
simula operaciones bajo diferentes sistemas de flujo
que los trabajados en el ajuste del comportamiento. Un
común ejemplo de esto es el ajuste del
comportamiento primario (donde predomine un
sistema de flujo gas/petróleo) y luego hacer
operaciones de inyección de agua (donde predomina el
sistema de flujo agua/petróleo).

La razón para esto es que algunos parámetros del
reservorio pueden tener poco efecto en el comportamiento
bajo un sistema de flujo gas/petróleo pero puede ser de
crítica importancia en el sistema agua/petróleo.
Este problema puede ser minimizado obteniendo la
mejor descripción posible del reservorio previo al trabajo
de simulación.
Todo el proceso de simulación está esquemáticamente
presentado en la fig. 3.

Las consideraciones geológicas tienen como objetivo
ayudarnos a tener un mejor control geológico sobre las
propiedades de la roca reservorio, desarrollando mejores
métodos para la cuantificación y sintetización de los datos
geológicos, logrando así una mejor interacción entre el
ingeniero de reservorios y el geólogo en proyectos que
pueden ser de un impacto económico importante para una
empresa.

Sin lugar a dudas, para alcanzar el objetivo propuesto es
necesario establecer métodos de trabajo que permitan
tener toda la información disponible, ordenada y depurada
para lo cual se debe llevar a cabo reuniones preliminares y
seguir un proceso establecido para optimizar el trabajo
como se ve en el diagrama a continuación:

REUNION GENERAL DE GEOLOGIA E
INGENIERIA
GEOLOGIA INGENIERIAESTADISTICAS DISEÑO
REUNION GENERALCATALOGACION DISTRIBUCION DE TIEMPO
REVISION DE DATOS DE
PRODUCCION
CORRELACIONFORMULARIOS ESTADISTICOS CONSTRUCCION MAPA BASE
MAPAS Y CORTES
TRABAJO PRELIMINAR DE
INGENIERIA
GRAFICAR GRAFICAR
CONSTRUCCION DE MAPAS Y
CORTES DEL RESERVORIO
VERIFICAR VERIFICAR
INTEGRACION CON DATOS DE
PRODUCCION
VERIFICAR DIBUJAR MAPAS Y CORTES
DISCUSION GEOLOGICA E
INGENIERIA
MODIFICACIONES SI ES
NECESARIO
CORRECCIONES DEBIDO A
MODIFICACIONES
PLANIMETRADO CALCULOS DE INGENIERIA
REPORTESREPORTES REPORTES
DIAGRAMA DE TRABAJO
ETAPA A
ETAPA B
ETAPA C
ETAPA D
ETAPA E

El diagrama de trabajo que se presenta puede ser
considerado para la ejecución de cualquier proyecto. En
dicho diagrama se establece cinco etapas que incluyen
desde la clasificación de datos en la etapa inicial,
coordinación y revisión de los mismos, preparación e
información de inventarios de los datos geológicos y de
terminaciones de pozos para su verificación, construcción
de mapas y cortes, terminando en la preparación, calculo
de ingeniería y elaboración de reportes finales.

DESCRIPCION GEOLOGICA DEL RESERVORIO:
Tiene como principal objetivo desarrollar un modelo
geológico del área bajo estudio que nos proporcione de
una manera más precisa información sobre los siguientes
aspectos:
 Representación de las variables de facies del reservorio
dando como resultado indicaciones de distribución
vertical y areal de:
 Porosidad
 Espesores
 Permeabilidades
 Presión capilar
 Otras propiedades relevantes que nos ayuden a comprender el
comportamiento geológico del campo.

DESCRIPCION GEOLOGICA DEL RESERVORIO:
Al establecer los objetivos principales que se persigue con
el modelo geológico, debemos saber como llevar a cabo los
mismos.
Básicamente los objetivos se encuentran acompañados de
las siguientes actividades:
 Identificación del origen deposicional de la roca reservorio estableciendo
por ejemplo si el tipo de ambiente es fluvial, deltaico, semicontinental o
continental-
 Análisis de recortes de pozos ( cutting)
 Hacer uso de la herramientas comerciales disponibles tales como:
registros, análisis de núcleos y las diferentes técnicas interpretativas
disponibles para el efecto

 Trabajos mancomunados entre geólogos petrofísicos y el grupo de
ingenieros a cargo del proyecto en la construcción de secciones
transversales y mapas del reservorio en estudio
 Uso de datos de producción presión y pruebas de pozos, para aumentar
los datos proporcionados por los análisis de núcleos
 Efectuar delineamiento de áreas donde sea necesario o se requiera mayor
información.
Todos los aspectos anteriormente destacados son efectuados de acuerdo a
un cronograma de trabajo establecido para el fin, en el cual los ingenieros y
geólogos deben considerar las siguiente actividades:

ACTIVIDAD GEOLOGICA EJEMPLO DE OBRA O
INTERACCION
ESTUDIO DE ROCA
• Litologia
• Origen Deposicional
• Tipos de roca reservorio
Cutting
• Análisis de núcleos
ESTUDIO DE ORGANIZACIÓN
• Estructura
• Continuidad
• Tendencia a conservar el
espesor bruto
• Pruebas de pozo
ESTUDIO DE CALIDAD DEL
RESERVORIO
• Calidad de perfiles
• Zonificación del reservorio
• Tendencia del espesor neto
• Análisis de núcleos
• Presión
• Pruebas de Pozos
ESTUDIOS INTEGRALES
• Volumen Poral
• Transmisibilidades
• Presión, producción
• Ajuste de la historia

Estudios de Rocas
Estos establecen la litologia y determinan en tipo de ambiente deposicional
además de ayudarnos a identificar los posibles cambios de facies como
resultado de este proceso deposicional.
Los análisis de núcleos y registros de pozos son usados para proporcionar
información sobre la roca, los fluidos contenidos en ella y su expresión
eléctrica en áreas donde estos están perforados
Se denomina pozos “Claves” a aquellos pozos que contienen toda la
información posible del sistema roca fluido del reservorio, ya que por razones
económicas, no en todos los pozos pueden efectuarse análisis especiales
tales como muestreo de fluidos, obtención de testigos de los cuales
provienen los núcleos, etc.

Organización del estudio
Se debe establecer la forma completa de la estructura, continuidad y
extensión del reservorio, para lo cual se debe definir sistemas de trabajo.
Un sistema adoptado para averiguar la continuidad de la arena, consiste en
llevar a cabo un control geológico entre pozos los cuales deben ser
correlacionados en detalle. Un importante paso en este proceso es el
desarrollo de correlaciones estratigráficas y estructurales múltiples las cuales
son trazadas de pozo a pozo y capa a capa (o nivel a nivel) uniendo estos
para verificar o no la continuidad de los mismos en el yacimiento.
La geometría y forma de estas líneas, las cuales unen los topes y bases de las
arenas, junto con los datos de origen deposicional, proporcionaran al equipo
ingeniero/geólogo una información adecuada para definir la continuidad de
los reservorios.

De los parámetros definidos con el estudio geológico, algunos pueden ser
corroborados o dado el caso, incrementar su grado de ajuste. Un ejemplo son
los datos obtenidos de las pruebas de pozos, que conjuntamente con los
datos de núcleos pueden calibrar valores obtenidos por análisis geológico.
Por otra parte, con el análisis de los datos de presión, resultado de la pruebas
especiales efectuadas sobre los pozos, (pruebas de presión) podemos
estimar si existe o no continuidad en un intervalo dado entre pozos ya que
estas pruebas de pulso no se manifestaran, podríamos decir, entre pozos
“desconectados”.
Durante el transcurso del estudio geológico se establece un control sobre
como se van ajustando los mapas hasta definir un modelo geológico.
Los mapas base, con la ubicación de todos los pozos del campo, son el
fundamento sobre el cual se confeccionan los mapas necesarios para
efectuar el estudio de detalle. Los mapas estructurales referidos al tope de
los reservorios u horizontes de interés

Reflejan la configuración y extensión areal de los reservorios. Tambien será
necesario elaborar diferentes mapas de espesores (Espesor bruto, poroso,
productor) mapas faciales y mapas que muestren las variaciones de algunas
características petrofísicas de la roca (porosidad, permeabilidad, saturación)

Estudio de Calidad del reservorio
Un mapa común de espesores netos de reservorios se desarrolla mediante la
interpretación combinada de análisis de núcleos, recortes de pozos, estudios
de roca y calidad de la misma.
Un aspecto importante de esta faceta del análisis geológico es el desarrollo
del perfil de calidad del yacimiento, donde se muestra la porosidad y
permeabilidad en forma conjunta con la litología.
Valores mínimos tolerables, valores de corte ó delimitadores denominados
“Cut off values” son determinados para todos los parámetros del reservorio
a partir de:
Experimentos y pruebas de flujo
Factores de experiencia
Análisis de sensibilidad
Estos delimitadores proporcionan un refinamiento de los mapas para
delinear las áreas productivas del reservorio.

Estudio de Calidad del reservorio
La distribución es establecida graficando los valores numéricos , ya sea de
espesores totales, netos, asi como los valores de porosidad, permeabilidad,
saturación de agua, sobre mapas bases en puntos predeterminados (pozos),
los cuales, unidos con valores comunes y delineados interpretativamente dan
como resultado mapas isopaquicos, netos , permeables, isoporosos,
isopermeabilidad, etc.

Estudios Integrales
En esta fase del estudio se ponen todos los datos juntos. Esto representa el
punto final de los estudios individuales. La síntesis de toda la información con
la cual se dispone hasta esta etapa, ayudara a desarrollar mapas del
reservorio mostrando por ejemplo:
Volumen poral de hidrocarburos
Transmisibilidad (KH)
Mapas de petróleo móvil
Mapas de Índice de Hidrocarburos
La realización de estos mapas ayudará a encontrar áreas críticas en el
reservorio y por consiguiente facilitará la determinación de la estrategia a ser
tomada para el enfoque del estudio integral del yacimiento.
El desarrollo de mapas para estos parámetros, están representados en
valores contorneados usando el mejor criterio geológico, ayudado muchas
veces en su elaboración mediante procesos mecánicos.

Estudios Integrales
Los mapas cuyos valores puntuales son producto de los parámetros
individuales, son obtenidos a partir del producto de sus mapas de contorneo
individuales, efectuado mediante el uso de programas especiales.

Delineamiento de los datos geológicos
El conjunto de datos usualmente delineados en estudio para definir la calidad
del reservorio son:
 Alturas relativas o ubicación estructural
 Espesores del reservorio(s)
 Porosidad
 Permeabilidad
Estos datos son obtenidas de posiciones discretizadas en el reservorio. Para
usar estos datos en un estudio de simulación, debemos tener una distribución
a través del reservorio. Para hacer esto, los datos son graficados y delineados
para obtener una distribución global dentro de los límites del campo.
En este proceso de delineamiento, el ingeniero deberá usar toda la
información geológica disponible, tanto regional, estructural, así como de
ambientes, además de efectuar una evaluación de los parámetros de la roca.

Existen mapas que no tienen tendencias definidas tales como el mapa de
permeabilidades , que pueden presentar grandes variaciones de una zona oa
otra. Para el delineamiento de este tipo de mapas e incluso para la
elaboración de otro tipo de mapas, se recurre al uso de los programas
computarizados, elaborados específicamente para este fin.
Es recomendable hacer uso de estos programas como un buen punto de
partida para el desarrollo de los mapas de contorneo, sin embargo, se debe
tener cuidado cuando se interpretan los resultados de algunos programas de
contorneo, podríamos decir “enlatados”, especialmente donde los datos son
ampliamente separados y en esas posiciones donde los datos no existen. ( en
cierres de los límites, algunos programas usan aproximaciones inadecuadas)

Métodos de delineamiento y contorneo:
Podemos decir que existen dos técnicas básicas de contorneo usadas en la
obtención de una representación bidimensional de un conjunto de datos y
estos son:
a) Contorneo o delineamiento interpretativo
Es aquel donde el contorneo íntegro depende de la información geológica
conocida y las líneas de contorneo paralelas a la tendencia geológica de la
estructura.
Esta técnica es casi siempre usada en contorneos de espesores de formación
(isopacos) y elevaciones (estructurales). Básicamente este es un método
donde tiene que ver mucho la experiencia y el conocimiento que tenga, del
área bajo estudio, el personal que efectúe la interpretación.
b) Contorneo o delineamiento mecánico

Este tipo de contorneo está basado en métodos que están relacionados
principalmente a algún proceso computarizado de algoritmos en los cuales
los datos son ajustados extrapolando o interpolando entre puntos conocidos
para obtener valores en los lugares donde no existe información como por
ejemplo, las partes extremas del campo.

Mapas necesarios en una simulación:
Para llevar a cabo una simulación es necesario el uso de los mapas
tradicionales de reservorio ya que el resultado de la misma depende en gran
manera de estos elementos. A continuación se presenta una lista de estos
mapas y más adelante se dan algunos lineamientos sobre su construcción:
Mapas estructurales
Mapas de espesores totales
Mapas de espesores netos
Mapas de permeabilidad
Verticales
Horizontales
Mapas de porosidad
Mapas de saturación de agua
Mapas de Índice de Hidrocarburos
Elaboración de cortes estructurales
Estudios litofaciales

Construcción de Mapas.-
Los valores para la elaboración de mapas son obtenidos y verificados
haciendo un análisis de registros que son corridos en los pozos una vez
terminada la perforacion. La interpretación de estos perfiles ayuda a
determinar topes y bases, espesores totales y permeables, porosidad,
saturación de agua, etc.
Los registros básicos utilizados para la determinación de espesores son:
Registros de potencial espontaneo (SP)
Registro de rayos gamma (GR)
Registro de Microperfil (ML)
Registro de diámetro de pozo (Caliper)
Mapas estructurales
Se construyen en base a los datos de topes y bases formacionales obtenidos
en cada pozo, generando a partir de ellos una planilla de control geológico de
pozos. Estos datos deben estar referidos al nivel del mar.

De esta planilla se muestran sobre un mapa base las planillas individuales, los
cuales con líneas de contorneo o curvas de isovalores, muestran como
resultado los mapas estructurales.
Mapas de espesores totales:
De igual manera que los estructurales, los mapas de espesores totales son
definidos en función a los datos obtenidos de topes y bases al atravesar un
determinado nivel formacional. La diferencia de estos valores (topes y bases)
nos da como resultado el espesor total atravesado de un pozo.
Indudablemente que se debe tener cuidado de considerar la verticalidad del
pozo ya que si el mismo es desviado, se deberá efectuar las correcciones
correspondientes

Mapas de espesores permeables:
A los espesores totales obtenidos con los registros anteriores
(individualmente o en combinación) se debe sustraer los tramos arcillosos o
impermeables dando como resultado espesores netos o permeables que en
la generalidad de los casos es menor que el espesor total y muy pocas veces
igual al mismo.
Mapas de espesores útiles:
Para la elaboración de estos mapas se tiene que recurrir a otro tipo de
perfiles que nos ayuden a definir el valor real de los espesores. Basicamente
los perfiles más necesarios son:
Perfil de resistividad
Inducción
Lateroperfil
Perfil de Porosidad
Sónico
Densidad
Neutrón

En la actualidad existen herramientas de perfilaje mucho más sofisticadas que
ayudan a definir de una manera más efectiva estos valores, además de otros
parámetros que por su importancia es necesario conocerlos con la mayor
exactitud posible.
Para la elaboración de los mapas de espesores útiles, uno de los métodos
empleados es el método de Wharton que establece cuatro pasos necesarios:
1.- Determinar los espesores netos de arena para cada pozo y dibujar un
isópaco regional de estos datos.
2.- Trazar sobre un mapa base, a partir del plano estructural, el contacto agua
petróleo para el tope y la base de la estructura.
3,. Trazar los contornos del isopaco elaborado en el paso 1 sobre el mapa base
dentro del c w/o correspondiente a la base de la arena y
4.- contornear siguiendo el contacto agua petróleo acuñandolo más o menos
paralelamente a los contornos de la estructura para delinear los datos de los
pozos en el acuñamiento.

. RECOLECCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN A SER UTILIZADA EN
UN ESTUDIO DE YACIMIENTOS.
INTRODUCCIÓN
Una vez establecidos los objetivos y alcance de un estudio integrado de
yacimientos, se realiza a continuación la recolección de información y
consiste en ubicar todas las fuentes posibles de información y su posterior
acceso para seleccionar aquellas de interés para el estudio a realizar.
El proceso se apoya en la información almacenada en las bases de datos, los
archivos de los pozos, libros de producción y estudios previos existentes del
área en estudio.
Los archivos de los pozos constituyen la principal fuente de información, por
lo que su revisión debe ser efectuada exhaustivamente, a objeto de extraer
los recaudos fundamentales para conformar una base de datos confiable y
completa para el desarrollo de las actividades del estudio.

La información de los archivos de pozos se puede catalogar bajo el siguiente
esquema:
Datos generales
Pueden definirse como aquellos datos de identificación de los pozos, tales
como: elevación de la mesa rotatoria y del terreno, siglas de la localización,
coordenadas, profundidad total, etc.
Datos históricos
Son aquellos referidos al desarrollo de la vida productiva del pozo, tales
como: historia de la perforación, trabajos realizados relativos a
recompletaciones, reparaciones, tratamientos de estimulación, cambios de
métodos de producción, pruebas de producción luego de cada trabajo,
abandono, pruebas o registros de presión, etc.
Datos complementarios
Son datos de información de soporte técnico tales como: perfiles tomados,
análisis de muestras de núcleos, pared y canal, análisis PVT, análisis
granulométricos, análisis de agua, crudos y gas, etc.

Precaución en el manejo de los archivos
Este proceso de recolección de información no debe conducir a la
elaboración de archivos personales de los responsables de los estudios,
copiando toda la información de los archivos generales de las empresas sino
a ubicar y asegurarse que a nivel del Archivo general, se disponga de toda la
información relevante al yacimiento bajo estudio. Esta información debe
llevarse desde los archivos generales o bibliotecas hasta las oficinas de los
ejecutores del estudio en la medida en que se vayan requiriendo, ya que los
estudios toman considerable tiempo durante el cual pueden haber otros
usuarios solicitando la misma información. El objetivo del proceso es hacer un
inventario de la información disponible recolectando luego a medida que
avanza el estudio. Sólo para el caso de estudios a contratar, se debe copiar
casi todo el material de interés disponible.

Validación de la Información recolectada
La disparidad de criterios e interpretaciones entre diferentes autores, la
existencia de información contradictoria y las anomalías y desviaciones en
algunos datos básicos, hacen necesario un proceso de validación de la
información recolectada, el cual se realiza como parte de cada uno de los
procesos siguientes al de recolección de información.

PASOS PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1. Recopilar información de estudios previos
2. Identificar pozos de interés
3. Verificar disponibilidad de información para pozos de interés
4. Solicitar archivos faltantes a otros departamentos:
5. Revisar información de Reacondicionamientos
6. Recolectar informes PVT
7. Recolectar información de análisis de agua
8. Obtener información de pruebas de presión.
9. Recolectar registros de pozos
10.Extraer información de núcleos, muestras de pared y muestras de
canal
11.Recolectar información sísmica
12.Extraer información de Producción
13.Clasificar la información

RECOPILAR INFORMACIÓN DE ESTUDIOS PREVIOS
Esta etapa se inicia con una búsqueda del material bibliográfico en los centros
locales destinados para tal fin, incluyendo sistemas computarizados.
En caso de no disponer localmente de estudios anteriores, se deben revisar
otras fuentes de otras áreas de trabajo o en las redes interfiliales. Si se
obtiene alguna información bibliográfica adicional, se debe actualizar la
información del archivo principal..
La información de estudios previos debe incluir estudios de
yacimientos, estudios geológicos regionales, informes sobre prospectos
exploratorios perforados en el área bajo estudio, mapas de interpretación
sísmica, etc.

IDENTIFICAR POZOS DE INTERÉS
En esta parte se ubican y listan los pozos pertenecientes al área de
interés, incluyendo pozos vecinos, para lo cual se debe tener a la
disposición un mapa actualizado con los últimos pozos perforados. Es
recomendable, para efectos de reconocimiento del área del yacimiento,
que sea un mapa de contornos estructurales, al tope de la arena de
interés. En esta fase se debe elaborar un archivo que contenga los
pozos a estudiar con sus respectivas coordenadas geográficas. Esto
permitirá con el apoyo de los programas del departamento de sistemas
de computación de geología verificar la posición de los pozos y generar
las bases necesarias para la realización de los diferentes mapas
resultantes del estudio de yacimientos: isópacos, estructurales, burbuja,
isoproducción, de AyS, isobáricos, etc.

VERIFICAR DISPONIBILIDAD DE INFORMACIÓN PARA POZOS DE INTERÉS
Una vez identificados los pozos que integran el área bajo estudio, se procede
a elaborar un inventario de la información existente para cada pozo, tanto en
la sección de archivos como en la biblioteca correspondiente del área.
Para esto se debe solicitar un inventario de la información de pozos
disponibles al personal encargado del archivo y de la biblioteca, quienes
ayudados por sus controles computarizados aportan una respuesta rápida
que permite ahorrar tiempo. Este inventario debe cubrir las diferentes
fuentes de información como archivo del pozo, de pruebas de presión, de
PVT, de análisis de núcleos y de análisis especiales.
También se debe investigar sobre los archivos paralelos que otras personas
llevan

SOLICITAR ARCHIVOS FALTANTES A OTROS DEPARTAMENTOS:
Generalmente en los archivos de otros departamentos se pueden obtener
información no existente en la oficina principal, debido a que el 90% de los
documentos que contiene un archivo ("well file") son generados en las áreas
operacionales y el flujo hacia su sección de archivos es constante y directo,
mientras que hacia las áreas en donde se realizan los estudios no ocurre con
la misma frecuencia y regularidad.
El tiempo promedio de respuesta para los pedidos debe contabilizarse para
planificar los futuros trabajos.

REVISAR INFORMACIÓN DE REACONDICIONAMIENTOS
Ocurre muy a menudo que falta información de los trabajos realizados a cada
pozo, incluyendo en algunos casos la completación original, en los archivos
de los pozos. En ocasiones, cuando se revisa un archivo de un pozo se
observan reportes de pruebas de uno de los intervalos, de cuyo trabajo de
recompletación no se tiene el soporte operacional que permitirá conocer la
fecha exacta del trabajo y cualquier otro intervalo que se hubiera cañoneado
para entonces. Casi siempre es difícil obtener los diagramas actualizados de
completación de los pozos, los cuales son importantes a la hora de elaborar
las historia de mangas y ubicar los yacimientos de donde se ha estado
produciendo. La incertidumbre que se pueda presentar respecto a la fecha
cuando se realizó una recompletación, cambio de zona, etc., complica el
panorama cuando se está efectuando la revisión y corrección de producción
por arena para cada pozo De obtenerse la información faltante, se extrae
copia de la misma y se actualizan los archivos respectivos en la oficina
principal. Si la información no aparece (lo cual puede suceder) el usuario
deberá construirla con la ayuda de los reportes de producción y material
bibliográfico.

RECOLECTAR INFORMES PVT
La información correspondiente a los análisis PVT se encuentra separada del
archivo general del pozo, por lo que su búsqueda es de fácil acceso.
De la recopilación general de archivos de información, se elabora el
inventario de análisis PVT realizado a cada pozo, lo cual se compara con lo
existente en las carpetas PVT y se puede decidir si se requiere un informe en
caso necesario. Adicionalmente el usuario puede comunicarse con el personal
responsable del mismo yacimiento en el área de operación quien, de no
contar con la información requerida, puede colaborar en su búsqueda. Si se
obtienen los análisis PVT faltantes se exigen copia de los mismos,
actualizando el archivo respectivo. Otra fuente de información es el Banco de
Datos PVT del INTEVEP, el cual se puede contactar si los pasos anteriores no
son exitosos.

RECOLECTAR INFORMACIÓN DE ANÁLISIS DE AGUA
Dentro de la gran variedad de información que debe contener un archivo de
pozo están los análisis de agua. Cuando no se tienen en el archivo local, se
procede a verificar en el área operacional mediante los archivos
correspondientes. La Unidad Técnica de Producción en el área operacional
puede ser contactada para obtener mejor información. Si no se obtiene la
información de análisis de agua requerida se debe proceder a solicitar la toma
de muestras y análisis a través de la unidad productora correspondiente. Esto
toma poco tiempo, por lo que podría disponerse de los resultados para el
momento en que su uso sea crítico.

OBTENER INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN
La historia de presión constituye uno de los factores de mayor importancia en
un estudio de yacimientos, por lo que es indispensable recaudar todas las
mediciones existentes del área de interés.
Inicialmente se debe revisar la información disponible en la base de datos del
Banco de Presiones del banco de Datos y en los archivos locales de Medidas
de Presiones, requerir su comparación con los pertenecientes al área
operadora y actualizar el inventario. Este cotejo puede canalizarse entre las
secciones de archivos de ambas oficinas.
Una vez obtenida toda la información adicional se deben actualizar los
archivos principales y asegurarse de que la información sea incluida en el
Banco de Datos de Presiones.

RECOLECTAR REGISTROS DE POZOS
La mayor fuente de información para los estudios de yacimientos lo
constituyen los perfiles (registros) de los pozos. El usuario debe elaborar un
inventario completo de todos los perfiles tomados en los pozos, indicando el
tipo de perfil y las diferentes curvas que lo conforman, el intervalo perfilado y
las escalas registradas. Para los registros petrofísicos, esta información es
obtenible en primera instancia de los sistemas de Banco de Pozos, o en los
reportes finales de perforación y reparación, reportes diarios de
operaciones y programas o minutas de completación, como en el caso
de los registros geológicos.
Debe registrarse el tiempo de respuesta para encontrar la información para
planificación en futuros estudios.
La utilización de los registros debe ser gradual, lo cual significa que no se
debe pedir al archivo un lote grande de los mismos, en vista de que puede
haber otros usuarios solicitándolos

EXTRAER INFORMACIÓN DE NÚCLEOS, MUESTRAS DE PARED Y
MUESTRAS DE CANAL
En el inventario general de información se debe verificar si existen pozos con
muestras de núcleos, pared y canal. La información sobre análisis de núcleos
se encuentra en la biblioteca y en los archivos, mientras que lo relativo a
muestras de pared y de canal, debe extraerse de la nucleoteca. Existe
también la base de datos en la cual se ha cargado la información sobre los
núcleos más recientes. En caso de no disponer de toda la información de
núcleos se debe solicitar la información a través de la unidad de Petrofísica de
la gerencia de Ingeniería de Petróleo, y luego de obtenida, actualizar los
archivos de la oficina principal. Sobre los núcleos debe buscarse información
relativa a los dos tipos de análisis que en ellos se realizan: convencionales
con información de porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos; y
especiales, con información sobre parámetros petrofísicos, presiones
capilares, permeabilidades relativas, etc.

RECOLECTAR INFORMACIÓN SÍSMICA
La información sísmica disponible sobre el área es de gran utilidad para
establecer el marco estructural, por lo que además de lo recopilado en la
revisión bibliográfica, se debe ubicar la siguiente información:
Mapa de los levantamientos sísmicos.
Cintas con datos de campo de las líneas sísmicas y de líneas sísmicas
procesadas.
Películas (films) de líneas sísmicas procesadas.
Registros sísmicos: WST, VSP y sismogramas sintéticos, disponibles en los
archivos de la unidad de Sismología de Producción.

EXTRAER INFORMACIÓN DE PRODUCCIÓN
La parte final de la recolección de información es la búsqueda del comportamiento de
producción de los pozos de interés. Para esto se deben accesar dos sistemas: el de
información procesada de producción y el de medidas de producción originales.
El ingeniero de yacimiento debe combinar estas dos fuentes de información para
formar un "archivo paralelo", que se usará como insumo para el estudio que realiza.

CLASIFICAR LA INFORMACIÓN
La idea en esta última etapa del proceso de recolección, es revisar el inventario de la
información disponible para el estudio y comprobar si falta alguna de la
necesaria, clasificándola según su naturaleza (PVT, presiones, producción, registros,
sísmica, etc.) y establecer la logística de como se va a ir utilizando, para programar
llevarla a las oficinas de los ejecutores del estudio en la medida que se vaya
requiriendo.
Durante la ejecución del estudio se debe mantener un inventario actualizado de la
información disponible en los archivos de Exploración y Producción, de la solicitada y
de la recibida de las áreas operacionales y de la existente en las oficinas del personal
realizando el estudio.
Una vez obtenida la información pertinente al área/yacimiento en estudio, se debe
verificar si es posible cumplir con los términos de referencia establecidos en el
proceso. De no ser así se debe proceder a revisar/ajustar los términos de referencia del
estudio.

REVISIÓN GEOLÓGICA
GENERALIDADES.
El primer paso en Ingeniería de Yacimientos es describir con exactitud las
características Geológicas del yacimiento petrolífero bajo consideración, a fin de
calcular sus volúmenes de hidrocarburo y optimizar su factor de recuperación. Esto
requiere información que permita determinar la extensión geométrica (forma), límites
del yacimiento, así como los fluidos que contiene; en otras palabras, la definición del
modelo geológico. En este capítulo se tratarán cuatro aspectos importantes, a saber:
(1) factores de entrampamiento de los hidrocarburos y límites de yacimientos; (2)
evaluación del modelo geológico en cuanto a sus controles estratigráficos y
estructurales; (3) geofísica tridimensional (3D) como método de investigación para la
extensión de yacimientos; y (4) casos prácticos y ejemplos del uso de información
geológica (mapas, secciones) como guía para describir el modelo geológico.

FACTORES DE ENTRAMPAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS
Para el propósito de la Ingeniería de Yacimientos se puede definir un yacimiento como
una unidad geológica que contiene hidrocarburo susceptible de extracción.
Esta unidad geológica es identificable cuando es penetrada por un pozo y por lo tanto
es cartografiable. Las condiciones generales que influencian la sedimentación y la
distribución de las partículas de roca que conforman las unidades geológicas son tan
variadas, que esa materia, denominada sedimentología, escapa del alcance de este
curso. Se tratarán solamente las características necesarias para que ocurra el
entrampamiento de los hidrocarburos.

Para que ocurra un campo de hidrocarburos, es necesaria la presencia de cuatro
factores: (1) la fuente (2) la trampa, (3) el sello, y (4) una roca-yacimiento con buena
porosidad y permeabilidad. La fuente de hidrocarburos es generalmente materia
orgánica con alto contenido de bacterias sedimentadas simultáneamente con las
partículas de roca (generalmente lutitas). Esta materia es transformada en
hidrocarburos bajo ciertas condiciones de presión y temperatura causadas por el peso
de la columna sedimentaria en una cuenca, a grandes profundidades. El incremento de
esa columna sedimentaria ejerce un efecto de compactación de las partículas de roca,
que hace extraer el fluido hidrocarburífero generado en la "roca madre" y permite su
migración hacia arriba, a consecuencia del diferencial de presión, hasta llegar a
superficie o hasta ser entrampado.

Una trampa para hidrocarburos es cualquier condición física que detiene la migración
ascendente del mencionado fluido. Existen dos categorías o factores de
entrampamiento, a saber: (1) estructural; en la cual la roca yacimiento tiene por tope
una roca impermeable y la geometría de su configuración permite que la acumulación
de hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta; y (2) estratigráfica; cuando
ocurren cambios en las propiedades de la roca almacén (pérdida de permeabilidad)
que permiten el entrampamiento del hidrocarburo, combinado con un sello o roca
impermeable que la recubra.

TRAMPAS ESTRUCTURALES:
La mayoría de los principales campos con hidrocarburos a nivel mundial están
asociados con trampas estructurales. Tres de los tipos más comunes se describen a
continuación:
1. Anticlinal o domo. Son estructuras de forma generalmente elíptica (figuras 2.1a y
2.1b). El cierre estructural de la trampa se define como la distancia vertical desde la
cresta hasta el punto de rebose buzamiento abajo (profundidad por debajo de la cual
no puede ocurrir acumulación de hidrocarburos). No necesariamente la trampa tiene
que estar completamente llena de hidrocarburos.

Domo salino. Son estructuras en forma de domo y las unidades subyacentes que han
sido penetradas tienen buzamientos bastante inclinados

Fallas. Estas pueden crear una trampa petrolífera por el desplazamiento de una roca
impermeable hacia una posición contrapuesta a la roca que forma el yacimiento (fig.
2.3.a y 2.3.b). En este ejemplo la estructura en el tope de la unidad productora es un
homoclinal fallado cuyos estratos tienen un buzamiento uniforme.

TRAMPAS ESTRATIGRAFÍAS
Este tipo de trampa ocurre como resultado de la pérdida de permeabilidad y
porosidad en la roca-yacimiento, debido frecuentemente a un cambio litológico, por
ejemplo, de arena a lutita (fig. 2.4a). En este caso, la migración de hidrocarburos ha
sido detenida por la pérdida de permeabilidad. La acumulación de hidrocarburos no
está íntimamente asociada con la estructura. Es necesario entender que debe siempre
existir una estructura que permita el movimiento ascendente del fluido hacia la
trampa (fig. 2.4b).
En muchos yacimientos de hidrocarburos, las trampas están constituidas por
combinación de factores tanto estratigráficos como estructurales.

EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL YACIMIENTO
Se ha demostrado en diferentes estudios que cuando se inyecta cualquier fluido - gas
o agua con el fin de desplazar petróleo, aquél no se distribuye uniformemente a través
del yacimiento, sino que sigue rutas preferenciales que vienen dadas por las áreas de
mejores características. Individualmente la permeabilidad es el parámetro petrofísico
más importante en el desplazamiento de los fluidos.
Aún cuando no existe una determinación confiable, mediante perfiles se pueden
extraer parámetros como: resistividad, arcillosidad, porosidad y saturación. Estas
medidas debidamente cartografiadas y combinadas con un mapa de arena neta, nos
guían hacia la zonificación en las áreas de rutas preferenciales. Una determinación de
este tipo ayuda a la localización del pozo inyector y a seleccionar áreas de desarrollo
del yacimiento, para la perforación de pozos interespaciados que permitan una
recuperación eficiente de las reservas remanentes.

DETERMINACIÓN DE PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (P.O.E.S.).
La estimación volumétrica de petróleo consiste en la determinación del volumen de
petróleo contenido en los poros de la roca saturada. Se realiza combinando el mapa
isópaco de arena neta petrolífera y el mapa estructural .
Se aplica la ecuación siguiente:
7758 x A x h x 0 (1 - Swi)
N =
Boi
N = P.O.E.S. (Barriles normales)
A = Área (acres)
h = Espesor (pies)
0 = Porosidad (%)
Sw = Saturación inicial de agua (%)
Boi = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)
Los valores de saturación, espesor y porosidad, se determinan de la interpretación de
registros y/o núcleos.
En el cálculo de estos valores se toma un promedio de todos los pozos que atraviesan
el yacimiento, en la zona por encima del C.A.P.O.

ANÁLISIS DE NÚCLEOS
Los datos de núcleos obtenidos de muestras de rocas recuperadas de una formación
de interés, juegan un papel vital en los programas de exploración, operaciones de
completación y reacondicionamiento de pozos, así como en la evaluación de éstos y
de yacimientos. Estos datos los proporcionar el análisis de núcleos e indican una
evidencia positiva de la presencia de petróleo, la capacidad de almacenamiento de los
fluidos del yacimiento (porosidad) y la capacidad y distribución del flujo
(permeabilidad) esperado. Las saturaciones residuales de los fluidos permiten la
interpretación de la producción probable de petróleo, gas o agua.

El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación de
un yacimiento pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases
para la calibración dé "otras herramientas de evaluación, como los perfiles. No se le
puede tomar" núcleos a todos los pozos porque Tal operación es costosa; sin
embargo, los planes iniciales para el desarrollo de un yacimiento deben tomar en
cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos. Estos deben
seleccionarse de manera que cubran un área representativa del yacimiento.
Además de lo anterior, debe decidirse anticipadamente sobre el tipo de información
que se desea obtener mediante el análisis de núcleo pues ello y el tipo de prueba que
se efectuarán, pueden requerir procedimientos especiales para la obtención y el
manejo del núcleo. Para poder programar lo concerniente a dichos procedimientos, es
conveniente, también, que se seleccionen con suficiente anticipación los pozos a los
que se les han de extraer núcleos. Existen pruebas para determinar ciertas
condiciones del yacimiento que requieren que los núcleos se corten bajo un control
adecuado y que se conserven en ciertas condiciones para mantener la humectabilidad
real de la formación.

OBJETIVOS DEL ANÁLISIS DE NÚCLEOS
Los objetivos del análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en el programa de
perforación. Igualmente, deben considerarse los requerimientos de perforación,
geología e ingeniería, ya que algunas veces son contradictorios. Los objetivos influyen
en el método de muestreo, en la sección del fluido de perforación, en el manejo de los
núcleos, y en el programa de las pruebas especiales que se practicarán en el análisis de
núcleos. Los objetivos comunes para un programa de esta naturaleza incluyen:
 Definición de porosidad, permeabilidad, saturaciones de fluidos residuales, litología y
predicción de la producción de gas, petróleo o agua.
 Definición de cambios areales en la porosidad, permeabilidad y litología que se requiere
para caracterizar el yacimiento a los fines de su modelado y de la estimación de
reservas.
 Definición de la saturación de agua reducible.
 Recuperación de núcleos en un estado de humectabilidad y/o de saturación no alterada
para pruebas especiales de núcleos.
 Estudios de permeabilidad direccional
 Información para la calibración y/o interpretaciones mejoradas de los registros
eléctricos.
 Determinaciones del petróleo residual del yacimiento.
 Estudios de ambientes deposicionales.
 Evaluación del potencial de daño a la formación.

ANÁLISIS CONVENCIONAL DE DATOS
La información convencional incluye porosidad, permeabilidad, y saturación de fluido.
Estos términos serán definidos y los procedimientos para determinar estas
propiedades de las rocas serán descritos brevemente.
1. Porosidad: Se dice que es primaria cuando es intergranular, es decir, cuando resulta
de los espacios libres que se forman entre los granos de arena y de roca carbonada.
Cuando se refiere al volumen vacío originado por cambios ocurridos luego de la
formación original de la roca, se habla entonces de porosidad secundaria. En
yacimientos de roca carbonácea el agua que fluye a través de ella puede ocasionar
cavidades por solución. Igualmente, las rocas o fracturas también pueden aumentar la
porosidad secundaria de un yacimiento.

Existe otra distinción de la propiedad en estudio: porosidad efectiva y porosidad total.
La primera se refiere solamente al volumen vacío conectado a través de toda la roca.
Por contraste, la porosidad total incluye el volumen vacío que está aislado de los
canales de flujo.
Como los fluidos pueden desplazarse solamente por los poros interconectados, el
ingeniero de yacimientos está interesado en la porosidad efectiva y no en la porosidad
total. El método más común para determinarla es el de restauración, cuya descripción
sigue. El espacio poroso de la roca se limpia completamente con un solvente, luego la
muestra se seca y se pesa. Posteriormente es evacuado y se llena inyectándole un
fluido de densidad conocida. La muestra se vuelve a pesar al estar saturada para
obtener el peso del fluido inyectado en los poros.
La porosidad se obtiene dividiendo el volumen de los poros por el volumen bruto de la
muestra de la roca. A su vez, el volumen de los poros de la muestra es igual al peso del
fluido dividido por su densidad, y el volumen bruto se determina midiendo el volumen
de fluido desplazado cuando la muestra saturada se sumerge en el líquido.

En diversos textos de Ingeniería de Yacimientos se describen otros métodos para
determinar la porosidad de los núcleos (Amyx, Bass and Whitting). Adicional a lo
dicho, pueden emplearse varios tipos de perfiles de pozos para determinar con
exactitud la porosidad bajo condiciones controladas. Generalmente, la información
sobre análisis de núcleos se necesita para calibrar los perfiles destinados a la medición
de la porosidad.

Permeabilidad es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se
muevan dentro de los poros. El análisis convencional de núcleos se limita a la medida
de la permeabilidad absoluta que corresponda a la presencia de solamente un fluido
en los poros. Más adelante se tratarán otros tipos de permeabilidad La permeabilidad
absoluta del núcleo se determina haciendo fluir a través del mismo un líquido de
viscosidad conocida, estando saturado 100 por ciento de líquido, y midiendo la tasa de
flujo y el descenso de presión a través del núcleo. Puede hacerse fluir aire o cualquier
otro líquido (aceite, petróleo o agua) a través del núcleo seco siempre que él esté
saturado del mismo líquido. El agua no se usa ordinariamente para estas pruebas
porque puede causar hinchazón de las partículas de arcilla en el núcleo y, por ende,
reducir la permeabilidad. La permeabilidad del núcleo se calcula usando la siguiente
forma de la Ley de Darcy:

q  L
K= ----------
A p
en la que:
k = Permeabilidad del núcleo, darcis
q = Rata de flujo a través del núcleo, cc/seg
i = Viscosidad del fluido, centipoises, cp
L= Longitud del núcleo, cm.
A= Área transversal del núcleo, cm2
p =Descenso de presión a través del núcleo, atmósferas

Las saturaciones de fluido del núcleo se determinan a partir de las muestras recibidas
en el laboratorio. Una muestra de determinado volumen se calienta a alta
temperatura para removerle todo el líquido por vaporización. Los volúmenes del agua
condensada y del petróleo se miden y se registran en porcentaje del volumen de
poros, usando el valor de porosidad determinado en una muestra adyacente.
Estas saturaciones generalmente tienen poco o nada de significado cuantitativo
porque los núcleos han sido lavados violentamente por el filtrado del lodo y además
están sujetos al descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie. Sin
embargo, los datos sobre saturación de fluido pueden ser de valor bajo ciertas condi-
ciones. Así por ejemplo, las saturaciones de petróleo de núcleos que hayan sido
cortados con lodo a base de agua no son representativas del petróleo residual por
inyección de agua, pero con frecuencia pueden ayudar a determinar los contactos de
los fluidos en el yacimiento.

A medida que se corta el núcleo, el lavado que ocasiona el filtrado del lodo reducirá la
saturación del petróleo a la residual ocasionada por la inyección de agua. Además, a
medida que el núcleo es subido a la superficie, el gas que contiene en solución
escapará, causando una contracción y pérdida del petróleo residual, por inyección de
agua. Si se emplea un saca núcleos especial para evitar la pérdida de presión del
núcleo y si las saturaciones de petróleo se determinan por procedimientos especiales,
entonces estas podrán estar próximos a los valores residuales dados por la inyección
de agua. Aunque todos los valores de saturación petrolífera obtenidos rutinariamente
son demasiados bajos para emplearse cuantitativamente, existirá un contraste de
saturación de petróleo entre la zona petrolífera y las de la capa de gas y agua. Las
saturaciones de agua medidas en núcleos cortados con lodos a base de petróleo
pueden ser verdaderas saturaciones de agua del yacimiento para porciones del
yacimiento por encima de la zona de transición agua-petróleo. El lavado que hace el
filtrado del lodo tenderá a reducir la saturación de agua en el núcleo al valor
irreducible, a pesar de la saturación verdadera del yacimiento. Por esta razón serán
muy bajas las saturaciones de agua medidas en la zona de transición donde exista
agua movible en el yacimiento.
Otros análisis convencionales que se realizan para un estudio más detallado se
describen a continuación:

Perfil de rayos Gamma de Superficie
Puede ser corrido tanto en el sitio como en el laboratorio. Se utiliza para correlacionar
con el perfil Rayos Gamma del pozo y ajustar las profundidades del núcleo. También
ayuda a identificar intervalos de núcleos y a conocer litología en los casos de núcleos
tomados con mangas de goma o tubo plástico.
Perfil Rayos Gamma Espectral
Cumple los mismos objetivos del perfil de Rayos Gamma, pero aquí además de las
Radiaciones Gamma Total se obtienen las Radiaciones individuales de los elementos
Uranio, Thorio y Potasio, lo cual ayuda a identificar el tipo de arcilla existente en la
formación y la Capacidad de Intercambio de Cationes.

Estudio de Fracturas
Corre Laboratorios ha desarrollado un goniómetro electromagnético (EMG-200)
operado por computadora para realizar análisis detallados de las características y
orientación de las fracturas en el núcleo.
Esta información se puede utilizar para planificar la exploración futura y la producción
en yacimientos fracturados, así como la historia tectónica del núcleo.
El EMG-200 puede usarse en conjunto con estudios geológicos para determinar en
forma precisa la dirección y el ángulo de buzamiento de los planos, tal y como se
presentan en el yacimiento. Utilizando este método podemos generar un informe
inmediatamente después de examinado el núcleo.

Densidad de Granos
La densidad de granos se obtiene mediante la medición directa del volumen de granos
con el porosímetro de helio y posterior división con el peso de la muestra seca. Estos
valores de densidad se usan para mejorar los cálculos de porosidad realizados con los
perfiles eléctricos de densidad total.
Análisis Granulométricos
Este análisis se realizan en muestras de rocas no consolidadas o friables que puedan
ser disgregadas manteniendo la integridad de los granos.
La muestra disgregada, limpia y seca se pasa por una serie de tamices de diferentes
tamaños, para obtener la distribución del tamaño de los granos.
Esta información es muy importante en los diseños de empaque con grava.

ANÁLISIS ESPECIALES DE NÚCLEOS
Aunque los datos sobre porosidad, permeabilidad y contenido de fluido son
importantes, se requiere también pruebas especiales de núcleos para calcular con
exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción
de petróleo por varios mecanismos de empuje. Estas pruebas especiales y su
aplicación general se describen seguidamente.
Permeabilidad y Porosidad con presión de Sobrecarga.
Para obtener datos más representativos de porosidad que permitan cálculos más
exactos del volumen de hidrocarburos en sitio y de permeabilidad, para comparar con
pruebas de restauración de presiones y para mejor modelado y seguimiento del
yacimiento.
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Actualmente, Core Laboratories cuenta con un equipo automatizado CMS-200
instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de sobrecarga.
Los núcleos en la superficie son liberados de la sobrecarga de la formación y permiten
la expansión de la roca. El CMS-200 reaplica esta presión de confinamiento y tanto la
porosidad como la permeabilidad se determinan automáticamente a una presión
mínima de confinamiento; se pueden programar 7 presiones adicionales por encima
de ésta, las cuales no sólo nos permiten predecir la reducción de permeabilidad y
porosidad a las condiciones iniciales de presión del yacimiento, sino también durante
la depleción del yacimiento.
Los rangos de presión que se pueden utilizar en el equipo van desde 800 hasta 10000
Ibs/pulg2. Sin embargo, podemos obtener valores a una presión mayor utilizando las
ecuaciones empíricas desarrolladas por S.C. Jones (SPE 153800)
Los datos que se obtienen en el CMS-200 son: porosidad, permeabilidad Klinkenberg,
Permeabilidad al Aire, Factor de Deslizamiento del Gas y Factor de Turbulencia del Gas.

Compresibilidad.
Estos datos se usan para computar la reducción del volumen poroso durante la caída
de presión de un yacimiento. Esta información es de vital importancia en yacimientos
de petróleo no saturados y su desconocimiento en los cálculos de balance de
materiales acarrearía una sobreestimación del petróleo en sitio y un cálculo de influjos
de agua excesivo.
Secciones Finas
La descripción puede incluir Mineralogía, Textura, Porosidad, Micro-fracturas,
Mineralización, etc. También se puede estudiar la diagénesis para dar detalles de la
historia de alteración.
Difracción de Rayos X
Da información del tipo y proporción de minerales arcillosos en la muestra.
Microscopio Electrónico
Mediante estas fotografías se pueden estudiar los detalles de las estructuras de los
poros y los minerales (tipo y localización de las arcillas).

Mineralog
Método rápido y económico para identificar arcillas en forma cualitativa.
Humectabílidad
Proporciona una indicación de la preferencia de la roca por agua o petróleo. Esta
preferencia controla la distribución de los fluidos en el yacimiento.
Las medidas de humectabilidad coadyuvan en la evaluación de resultados de estudios
especiales y en los planes de recuperación mejorada de petróleo.
Presión Capilar
Estas mediciones se usan para conocer la distribución de saturación de agua en el
yacimiento.
El uso principal de estos datos es el de correlacionar las saturaciones de agua con
Permeabilidad o Porosidad y altura por encima del contacto de Agua-Petróleo. Esta
información es subsecuentemente utilizada para calcular los hidrocarburos en sitio.

Propiedades Eléctricas
Estas medidas definen para una formación dada, los parámetros usados en el cálculo
de Porosidad y Saturación de Agua de los perfiles eléctricos. Estas propiedades retinan
los cálculos de los perfiles y evitan el uso de las constantes existentes en la literatura,
los cuales han presentado suficiente desviaciones como para hacer necesarias las
medidas de resistividad para validar dichos valores.
Capacidad de Intercambio de Cationes (CEC)
Existen sitios activos en la superficie de las arcillas donde los cationes pueden ser
intercambiados con los fluidos de perforación, completación e inyección que no estén
en equilibrio.
Este intercambio de iones puede alterar la Porosidad, reducir la Permeabilidad y el
Factor de Formación, dando como resultado un valor erróneamente alto del SW
calculado del perfil eléctrico. Por esto, el CEC debe determinarse en cada muestra
seleccionada para el Factor de Formación (F.F.) e índice de Resistividad (I.R), para
calcular estos valores independientemente del efecto de conductividad de las arcillas.

Permeabilidad al Agua.
Esta prueba es el mejor indicador de sensibilidad a la formación a diferentes
salmueras. Se usa para evaluar el daño que causarían a la formación de diferentes
filtrados de perforación y/o aguas de inyección. Se puede, algunas veces, conocer el
mecanismo de Reducción de Permeabilidad y a menudo, diferenciar entre hincha-
miento y bloqueo.
Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo
Estas pruebas son las que prefieren los ingenieros de yacimiento para evaluar el
comportamiento de un flujo de agua. La mayoría de los modelos matemáticos
requieren de datos de Kw/Ko. Aquí se obtienen datos de Ko y Kw expresados como un
porcentaje de una K base, generalmente Ko a Swi.
Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo
Estos datos se usan, junto con las propiedades de los fluidos y las ecuaciones de
balance de materiales, para predecir la presión, RGP y producción en yacimientos de
empuje por gas en solución; también, en avances de capa de gas, drenaje
gravitacional, declinación de producción de gas y ecuaciones de flujo fraccional.

Pruebas de Presión Capilar
Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presión capilar, la de
drenaje y la de imbibición. Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar
la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las
saturaciones iniciales de agua. Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan
para predecir la extracción de petróleo por empuje de agua y su aplicación se
menciona en otras secciones de este curso. La fig. 3.2, contiene las curvas de la
presión capilar de drenaje y la imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de
la presión capilar denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión
en la fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase acuífera es
mas alta. Una breve descripción sobre la manera de hacer pruebas de presión capilar
se da enseguida.
En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar de
drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido
humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido
humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase
humectante y un gas para la no humectante.

Pruebas de Inyección de Agua
Varían según el uso final de los siguientes datos:
a) Inundación Básica.
Se usa para cálculos tipo Stiles y Dyskstra-Pirson, donde sólo se requieren valores de
Ko a Swi y Kw a Sor, para predecir Corte de Agua Vs. Recobro de Petróleo Acumulado.
b) Susceptibilidad (WFS).
Proporciona toda la información anterior y además determina el Recobro de Petróleo
como una función de los volúmenes porosos de agua inyectados y Corte de Agua. Con
esos datos se construye un gráfico del comportamiento esperado del yacimiento en
las áreas de inundación por agua.
Las pruebas especiales más comunes para el análisis de núcleos son: las de presión
capilar, las de inyección de agua y las de inyección de gas.
La explicación de los datos obtenidos de estas pruebas se cubren en otras partes del
curso. En esta sección se verá brevemente como se hacen las pruebas y el tipo de
información que se obtiene.

Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar de drenaje: el de
la centrífuga y el de estado restaurado. El primero se usa más porque el tiempo
y los costos son mucho menores que los requeridos por el método de estado
restaurado. Además, pueden simularse presiones capilares más altas con la
centrífuga que con el método por restauración. EL método de la centrífuga se
expone a continuación:

La muestra saturada con un solo líquido se pone en la centrífuga, cuya velocidad de
rotación determina la presión capilar. El liquido, que generalmente es un aceite de
baja viscosidad, como el kerosene, es extraído del núcleo por la fuerza centrífuga,
como lo sería por gas bajo presión. La centrífuga se hace girar a baja velocidad
constante hasta que el líquido deje de fluir. El líquido producido acumulado se anota
para cada velocidad. La prueba termina cuando se obtiene un aumento en la velocidad
de la centrifuga. El resultado final es un gráfico de presión capilar versus la fase de
saturación por humectabilidad. El cálculo de la distribución de la saturación a lo largo
del núcleo y la conversión de la velocidad de la centrífuga a presión capilar están más
alla del alcance.
Al comienzo de una prueba de presión capilar por imbibición la muestra de núcleo
contiene agua a la saturación irreducible y el volumen remanente de poros está lleno
de petróleo. Estas condiciones de saturación podrían existir al final de una prueba
capilar de drenaje por imbibición, si el agua ha sido desplazada por el petróleo. La
prueba de imbibición duplica el desplazamiento de petróleo por el agua de
yacimientos. El final de la prueba es la saturación residual de petróleo.

La mayoría de las pruebas de presión capilar por imbibición se hacen en la centrifuga.
En este caso la muestra del núcleo se rodea de agua mientras está girando.
Un procedimiento de reciente creación permite que se hagan pruebas de presión
capilar por imbibición en la centrífuga, a seudo-condiciones del yacimiento. El núcleo
debe cortarse y preservarse en condiciones que retengan la verdadera
humectabilidad. La temperatura del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el
núcleo se satura con agua y con petróleo libre de gas del yacimiento. El gas debe
removerse del crudo porque el ambiente en la centrífuga está a presión atmosférica.
El área entre las curvas de presión capilar por drenaje y la de imbibición (figura),
llamada enlace de histéresis, es el resultado de que el petróleo que es forzado en los
poros de la roca no puede por fuerza deslizarse fácilmente. De hecho, parte del
petróleo, correspondiente a la saturación irreducible, no puede desplazarse, no
importa cuan alta sea la presión capilar negativa. Esto ocurre cuando la presión de la
fase humectante (agua) es mayor que la presión de la fase no humectante. Solamente
en la prueba de imbibición con la centrífuga son posibles presiones capilares nega-
tivas. Sin embargo, esta prueba define la región de baja saturación de petróleo de la
curva, que constituye la parte importante para determinar la eficiencia de la
extracción de petróleo por empuje de agua.

PRUEBAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA.
Se requieren varios términos calificativos de la permeabilidad para describir el flujo
simultaneo de dos fluidos en un medio poroso. Éste ocurre cuando el agua o el gas
desplaza el petróleo. Los términos se definen mas abajo en relación con la
permeabilidad absoluta del medio y con la saturación del fluido específico. La
permeabilidad relativa se tratará con mayor detalle posteriormente.

Permeabilidad Efectiva es la permeabilidad de un medio poroso-con respecto a un
fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido.
Permeabilidad Relativa es la permeabilidad con respecto a un fluido cuando más de
un fluido está presente, y su valor se expresa en fracción de la permeabilidad absoluta
(permeabilidad a 100 por ciento de saturación por un solo fluido).
Relación de Permeabilidad Relativa es la relación entre las permeabilidades relativa de
dos fluidos de acuerdo con una saturación específica de une de ellos.
La prueba de Inyección de Agua provee información sobre la permeabilidad relativa al
petróleo y al agua en función de la saturación de agua. Al comienzo de la prueba, la
muestra del núcleo contiene la saturación irreducible de agua y el volumen de poros
remanentes está lleno de petróleo.
Se hace fluir agua a régimen constante a través del núcleo y se anotan los volúmenes
de petróleo y agua producidos.
Esta anotación provee datos sobre la extracción acumulativa del petróleo y relación
agua-petróleo (RAP) en función del agua acumulativa inyectada. También se anota el
decaimiento de presión a través del núcleo durante la inyección de agua, a fin de
proveer bases para determinar las permeabilidades relativas del petróleo y del agua
en función de la saturación de esta última.

Generalmente, las pruebas para inyección de agua se realizan a temperatura ambiente
en el laboratorio, usando un aceite definido y una salmuera sintética. Teniendo en
cuenta que la relación de viscosidad petróleo-agua es casi siempre igual a la del
yacimiento en estudio, cuando se desea información sobre la permeabilidad relativa
petróleo-agua se emplea una relación (viscosidad del petróleo con respecto a la del
agua) superior a la que se espera en el campo. De esta manera, la información que se
obtiene sobre el petróleo extraído puede usarse directamente para predecir la ex-
tracción de petróleo por inyección.
Se pueden hacer pruebas de inyección de agua en condiciones fidedignas del
yacimiento mediante el empleo de fluidos del yacimiento. Para ello se requiere lo
siguiente:
1) Mantener la temperatura del yacimiento, lo cual se puede lograr con un horno; 2) las
presiones deben controlarse para conservar la verdadera humectabilidad del
yacimiento; 3) los núcleos deben prepararse muy bien para el transporte, 4)
igualmente, en el laboratorio éstos deben manejarse con especial cuidado para que
conserven la humectabilidad de la formación; 5) se requieren, además, muestras de
petróleo y de agua del yacimiento, para las pruebas.

Aunque el costo es bastante alto para obtener núcleos con su verdadera
humectabilidad e inundarlos en condiciones similares a las del yacimiento, en algunos
casos es la única manera de determinar con exactitud la eficiencia de desplazamiento
del petróleo mediante el agua.

La prueba de inyección de gas provee información sobre la permeabilidad relativa con
respecto al petróleo y al gas en función de la saturación de gas. Al empezar la
inyección, el núcleo puede estar completamente saturado de petróleo o puede
contener petróleo y agua de saturación irreducible. En la mayoría de los casos la
presencia de presión de agua irreducible no tiene efecto significativo sobre las
permeabilidades relativas para el petróleo y el gas. Se hace fluir gas a través del núcleo
y se anota la siguiente información en función del tiempo: petróleo y gas producido y
acumulado, es el descenso de presión a través del núcleo. Los resultados de la
inyección o inundación de gas no son sensibles a la humectabilidad del núcleo, ya que
el gas es siempre la fase no humectable sea cual fuere la condición del núcleo.
Los datos sobre permeabilidad relativa gas-petróleo se usan para predecir la
extracción de petróleo por empuje del gas en solución, por empuje del casquete de
gas o por inyección de gas.

La figura 3.3.A. muestra las curvas de permeabilidad relativa de agua y petróleo para
una arena típica de humectabilidad por agua. Los valores que se muestran son
solamente para un rango de saturación de agua, tomados de agua irreducible, Siw,
hasta la saturación de agua con respecto al petróleo residual, Swr. Tanto el agua como
el petróleo pueden solamente tener permeabilidad dentro de este rango de
saturación. La permeabilidad relativa para el petróleo a la saturación irreducible de
agua Kro(iw), es generalmente alrededor de 1,0. Como el agua es la fase humectante,
ésta cubre la superficie de la roca y llena solamente los poros más pequeños a la
saturación irreducible; por lo tanto, no entorpece significativamente el flujo del
petróleo.

De hecho, en algunas pruebas de laboratorio hechas con petróleo de alta viscosidad,
Kro(Swi), se obtuvieron valores más altos que los correspondientes a la permeabilidad
al petróleo a 100 por ciento de saturación de petróleo. Aparentemente, el agua sobre
la superficie de la roca actúa como un lubricante para el petróleo. La permeabilidad
relativa al petróleo disminuye a medida que la saturación de agua aumenta desde su
valor de saturación irreducible (Swi), y llega a cero al punto de saturación de agua
residual, Swr. La permeabilidad al agua aumenta muy lentamente a medida que la
saturación aumenta desde el valor irreducible, (Swi); para una arena de fortísima
humectabílidad por agua, la permeabilidad relativa al agua al punto de petróleo
residual, Krw(or) es solamente del orden de 0,1 a 0.2.

En la fig. 3.3.B. se muestran curvas típicas de permeabilidad relativa para un sistema
donde fluye gas y petróleo. Al principio el gas está presente a saturación irreducible y
por lo tanto no tiene permeabilidad relativa en el sistema. La información sobre
permeabilidad relativa para el gas-petróleo se gráfica versus la saturación total de
líquido. Se muestran curvas de permeabilidad

relativa para la escala de saturación de líquido desde 1,0 a la saturación residual de
líquido, Slr, que es la suma de Siw y la saturación residual de petróleo. La
permeabilidad relativa para el petróleo va desde 1,0 a 100 por ciento de saturación del
líquido hasta cero al valor de Slr, saturación residual de líquido. La permeabilidad
relativa al gas se torna finita a la saturación critica de gas, Sgc. Esta es la más baja
saturación a la cual el gas se transforma en una fase continua. A medida que la
saturación de gas aumenta desde la saturación crítica, Sgc, la permeabilidad relativa al
gas aumenta a un valor de casi 1,0 al punto de saturación residual de líquido, Slc.

DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO
Definición del Contacto de los Fluidos y de las zonas de transición.
La mayoría de los yacimientos están humedecidos por agua y por ello las fuerzas
capilares resisten el desplazamiento del agua por el petróleo. Por otro lado, la
gravedad hace que la presión aumente en la fase petrolífera en comparación con la
fase acuífera a medida que aumenta la distancia por encima del contacto agua-
petróleo. Antes de analizar las fuerzas de gravedad y de capilaridad, definamos
algunos términos comúnmente empleados al tratar la distribución inicial de los fluidos
en el yacimiento.
La figura 3.4 resalta las condiciones iniciales de saturación en un yacimiento
petrolífero típico, con el agua subyacente y casquete a gas suprayacente
respectivamente; muestra también los contactos de los fluidos en un hoyo que está en
equilibrio estático con el yacimiento. Esta figura ayudará a definir estos términos.
La figura 3.4 muestra la posición de equilibrio estático de los contactos agua-petróleo
y gas-petróleo en un hoyo abierto en el que están presiones capilares. La figura 3.4
muestra las saturaciones de fluidos en el yacimiento, donde las presiones capilares son
importantes.
Primero, definamos los diferentes contactos agua-petróleo, empezando por la base
del yacimiento:

1. Nivel de Agua libre. Es el nivel de equilibrio del contacto agua-petróleo en un hoyo
abierto (figura 3,4). Al nivel de agua libre en el yacimiento se le asigna cero de
presión capilar y las saturaciones de agua en el yacimiento pueden determinarse
por pruebas de presión capilar de laboratorio.
2. Contacto Inicial Agua-Petróleo. Es el punto más bajo en el yacimiento donde está
presente el petróleo como se muestra en la figura 3.4, este nivel es más alto que el
nivel de agua libre.
3. Contacto Agua-Petróleo Producible. Es el nivel más bajo en el yacimiento de
donde el petróleo es producible. Se corresponde con el nivel donde la saturación
de petróleo está justamente por encima del valor irreducible.
4. Contacto Agua-Petróleo de Terminación. Es el nivel más bajo de donde no se
produce agua del yacimiento; corresponde al nivel donde la saturación de agua ha
llegado al valor irreducible. Los varios contactos definidos anteriormente sirven de
base para formular las definiciones siguientes:
5. Zona Inicial de Transición Agua-Petróleo. Es la distancia vertical entre el contacto
inicial agua-petróleo y el contacto agua-petróleo de terminación.
6. Zona de Transición Productiva de Agua-Petróleo. Esta es la distancia vertical entre
el contacto agua-petróleo producible y el contacto agua-petróleo de terminación.
También es el intervalo del cual se produce agua y petróleo simultáneamente.

7. Agua Innata. Es simplemente la saturación inicial de agua en cualquier punto en el
yacimiento; generalmente decrece con respecto a la altura por encima del
contacto agua-petróleo inicial.
8. Saturación de Agua Irreducible. Esta es la saturación mínima de agua que
puede obtenerse por el desplazamiento del agua por petróleo. El nivel más bajo de
la saturación de agua irreducible es el tope de la zona de transición agua-petróleo.
En el caso de los contactos gas-petróleo, la situación es más sencilla porque la
zona de transición gas-petróleo es general mente tan delgada que puede
considerarse que es cero.
La zona de transición gas-petróleo es más delgada que la zona de transición agua-
petróleo porque el sistema gas-petróleo tiene mayor diferencia de densidad y
más baja tensión interfacial, como se verá más tarde. Así que, solamente se
necesitan las dos definiciones siguientes para clasificar la situación del contacto
gas-petróleo.
9. Nivel de Petróleo Libre. Es el nivel del contacto gas-petróleo donde no existe
presión capilar, por ejemplo en un hoyo abierto (figura 3.4)
10. Contacto Gas-Petróleo. Es el nivel del contacto gas-petróleo en el yacimiento.

EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS Y PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Los contactos originales de los fluidos pueden determinarse de los perfiles de los
núcleos y de las pruebas selectivas de producción.
Determinación de los contactos de los fluidos
Si en un pozo se cortan núcleos con lodo a base de agua, los mismos son lavados
violentamente por el filtrado del lodo, haciendo que las saturaciones de petróleo se
acerquen a la inundación residual de agua. Tales saturaciones medidas en el
laboratorio son aún más bajas debido a las mermas del petróleo y del gas en solución
durante la traída de los núcleos a la superficie. Sin embargo, para el intervalo entre el
contacto agua-petróleo y el contacto gas-petróleo son todavía significativamente más
altas que en el casquete de gas y en el acuífero. Por su parte, las saturaciones de
petróleo medidas en la zona petrolífera acusan de 15 a 30%, mientras que saturaciones
de 5 a 10% o menos pueden esperarse en el casquete de gas, y en el acuífero. El
contraste entre la saturación de petróleo en los contactos en vez de las saturaciones
absolutas es el que muestra los contactos de los fluidos.

Antes de pasar a las pruebas de producción para ubicar los contactos entre fluidos,
revisemos las definiciones de los varios contactos agua-petróleo. La zona de transición
productiva de agua-petróleo es el intervalo vertical entre el contacto producible agua-
petróleo de terminación o punto más bajo de donde solamente se produce petróleo.
En el caso de contacto gas-petróleo, la zona de transición es tan delgada que puede
desecharse. La relación entre la información obtenida de las pruebas de producción y
la posición del contacto agua-petróleo, se tratará en la próxima sección.

Luego de descubrir un extenso y nuevo yacimiento, se escogen ciertos pozos en el
programa de perforación para hacerles pruebas de producción con la sarta de
perforación, con el objeto de seleccionar el mejor intervalo para la terminación de los
pozos. Las pruebas se inician a una distancia rasonable por encima de la zona de
transición agua-petróleo, la cual puede estimarse de los perfiles de otros pozos. Si la
primera prueba muestra petróleo sin agua, el intervalo está por encima de la zona de
transición; entonces, se profundiza el pozo cinco pies y se aprueba este nuevo
intervalo recién abierto. Este procedimiento se repite hasta que una prueba dé alguna
producción de agua. Esto ubica el contacto agua-petróleo de terminación dentro del
último intervalo de 5 pies. La relación agua-petróleo aumentará a medida que se
prueban intervalos más profundos. Finalmente, se efectúa una prueba por debajo del
contacto agua-petróleo producible dentro del precedente intervalo de 5 pies probado.
Aunque los pozos serán terminados, generalmente, por encima de la zona de
transición es importante conocer el espesor de dicha zona para calcular reservas. Un
programa similar de pruebas puede llevarse a efecto para ubicar el contacto gas-
petróleo en el yacimiento.

Determinación de Saturación Inicial de Agua.
Los núcleos cortados con lodo a base de petróleo ofrecen la oportunidad más directa
para determinar las saturaciones de agua del yacimiento. El procedimiento es más
exacto si las saturaciones de agua están al mínimo irreducible o cerca de él. El filtrado
del lodo lavará los núcleos y tenderá a reducir las altas saturaciones de agua a la
proximidad del valor irreducible. Las saturaciones de agua medida más arriba del
contacto agua-petróleo de terminación deben ser bastantes exactas, pero las medidas
en la zona de transición agua-petróleo generalmente son muy bajas. El nivel más bajo
de saturación fue descrito en la sección anterior.
Si la salmuera del yacimiento tiene una merma significativa, las saturaciones de agua
calculadas en el laboratorio deben ajustarse tomando en cuenta este factor.

EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN – PRESIÓN
INTRODUCCIÓN
Para la evaluación global de un yacimiento, es necesario realizar una serie de análisis
que permitan identificar, caracterizar, definir y describir el comportamiento individual
de los pozos o de un grupo de ellos, y su interrelación e impacto en el yacimiento
general del yacimiento/área bajo estudio.
Este análisis permite la identificación de los mecanismos de producción
predominantes, la presencia de límites, irregularidades en el proceso de fluidos/roca
ya identificadas en procesos previos y la estimación de la distribución de los fluidos en
el yacimiento.

PROCESO
El flujograma del proceso de análisis individual de pozos en el contexto del yacimiento,
se presenta en la figura 5.6 y los detalles de cada una de las etapas se describen a
continuación:

. VERIFICACIÓN/IDENTIFICACIÓN DE LOS POZOS BAJO ESTUDIO
El análisis individual puede realizarse a un grupo de pozos, si se quiere
solventar algún problema en particular en un área específica del yacimiento;
tal es el caso de procesos de recobro secundario por patrón de
inyección/producción.
Sin embargo, generalmente se hace necesaria la inclusión de todos los pozos
que han producido de la acumulación en particular, ya que cada punto de
drenaje aportará información relevante para la comprensión del
comportamiento histórico del yacimiento.
Hay que señalar, que es posible que se requiera incluir, en esta selección,
pozos vecinos no pertenecientes al yacimiento, con la finalidad de aclarar
dudas que puedan surgir sobre los límites del mismo.

Los resultados de la integración del análisis efectuado son de gran utilidad en
el "monitoreo" continuo del comportamiento de los yacimientos, tanto de
recuperación primaria como de aquellos sometidos a procesos de recobro
adicional. Asimismo, constituye un insumo que puede explicar determinados
comportamientos de un yacimiento en particular, así como también optimizar
el estudio de los mismos por técnicas convencionales y/o de simulación
numérica.
Cabe destacar que la diversidad de problemas inherentes al avance de
fluidos, comportamiento de producción/inyección y condiciones mecánicas
de los pozos, imposibilita la aplicación de un proceso único para dichos
análisis. Sin embargo, se trata de dar una guía sobre el análisis de los
problemas mencionados, en una forma general, de tal manera que el mismo
pueda adaptarse a cada situación en particular.

GENERAR GRÁFICOS/FIGURAS DE SOPORTE
La utilización e interpretación de material gráfico que ilustre el
comportamiento de pozos individuales y/o del yacimiento, constituye la pieza
fundamental en el análisis por efectuar.
La tabla siguiente señala la utilidad que pueden tener estos gráficos.
Descripción Utilidad
Comportamiento de producción
(BPPD, RGP, % AyS, fluidos
acumulados vs. tiempo).
Obtener indicios de mecanismos de
producción. Efectos de regulador de
producción (MEM, Mercado).
Índices de distribución correcta de
producción.
Potenciales iniciales/actuales
Intervalos abiertos a pro-
ducción Vs. tiempo.
Agotamiento diferencial por
unidad/subunidad.
Efectividad de trabajos de RA/RC )
menores, estimulaciones.
Indicios de comunicación vertical.
Comportamiento de
fluidos inyectados vs.
tiempo (tasa diaria/
acumulados)
Información sobre posible daño.
Indicios de comunicación mecanicé de
pozos.
Graficas por pozo individuales

Graficas por yacimiento
Descripción Utilidad
Comportamiento de pro-
ducción (BPPD, RGR % Ays,
fluidos acumulados vs.
tiempo).
Indicación del estado de agotamiento
del yacimiento.
Mecanismo de producción predo-
minante.
Comportamiento pozo
modelo vs. tiempo.
Definir declinaciones.
Establecer pronósticos de producción.
Profundidad vs. área
(indicando posición de los
pozos).
Posición inicial/actual de fluidos Áreas
por drenar.
Comportamiento de presión vs.
tiempo/prod. acumulada.
Diferenciar acumulaciones. Agotamiento
por unidad de presión.
Estimación de reservas a presión de
abandono.
Propiedades PVT (Bo, Rs, Bg) vs.
presión (presión de burbujeo vs.
profundidad).
Corroborar variaciones de propiedades
de fluidos con profundidad.
- Diferenciación área de acumulaciones.
Establecer condiciones de la acu-
mulación.

. ANÁLISIS INDIVIDUAL POR POZO
Cada pozo que se seleccione como parte integrante de un estudio, debe ser
analizado para establecer las características del mismo y así lograr
explicar/justificar su comportamiento con respecto a los pozos vecinos, para
más tarde procesar la integración al yacimiento.
El análisis por pozo se ha dividido en tres categorías, dependiendo del
resultado que se obtenga al revisar la información disponible. De ninguna
manera se trata de mostrar que constituyen sucesos independientes o que
alguna antecede a la otra; simplemente constituye una distinción a manera
de paso inicial. Las mismas se mencionan a continuación:
1. Comportamiento de producción
2. Movimiento de fluidos
3. Comportamiento de presión

. Comportamiento de producción
El comportamiento de producción de los pozos/yacimiento debe ser
analizado tomando en consideración lo siguiente:
Tasa neta de petróleo por día: En este comportamiento se deben analizar
incrementos/caídas abruptas de la tasa de producción.
Estas variaciones pueden tener su origen en cambios de reductores, trabajos
de reacondicionamiento mayores/menores, cambios/adición de zonas de
completación, trabajos de servicios, estimulación y/o medidas de producción
erróneas.
A nivel de yacimientos (comportamiento pozo modelo) se debe realizar el
cálculo de la declinación de producción, para su posterior uso en la
realización de los pronósticos de potencial
Relación gas/petróleo de producción: La RGP de los pozos individuales
debería ser más o menos igual para todos los pozos del yacimiento,
constante y aproximadamente igual al valor de laboratorio de la relación
inicial de gas en solución /petróleo (Rsi) hasta la presión de burbujeo. Sin
embargo, al analizar individualmente los pozos se pueden apreciar
variaciones

de la RGP, dependiendo de la posición estructural de éstos, del buzamiento
del yacimiento y del efecto de segregación gravitacional asociado que
permite el avance del gas hacia el tope de la estructura, una vez alcanzada la
presión de burbujeo y la saturación de gas crítica en la zona de influencia de
un pozo en particular.
Generalmente, al alcanzarse la presión de burbujeo el incremento de la RGP
de producción es apreciable, La medición de la RGP se hace aun más
importante, al encontrarse el yacimiento sometido a un proceso de
recuperación adicional mediante inyección de gas y evitar, en muchos casos,
el reciclaje del gas inyectado. Por último, se hace necesario mencionar que
frecuentemente esta variable está muy ajustada al realizar un estudio de
ingeniería de yacimientos, ya que la medición del gas se hace imprecisa
debido al descalibraje de los instrumentos y a la precisión en la medida de la
tasa de producción de petróleo.

Porcentaje de agua y sedimentos: La existencia de valores significativos del
corte de agua en un pozo en particular, debe explicarse a la luz de los
siguientes factores: i) existencia de un empuje hidráulico y posición
estructural del pozo con relación a la del contacto de agua / petróleo original
y a la del frente actual del agua en el yacimiento; ii) posibilidad de
comunicación mecánica, a través del pozo, con yacimientos inundados por
agua y/o arenas acuíferas. El gráfico de profundidad v.s. área que indica la
posición de los pozos y el uso de secciones/paneles estratigráficos es de gran
ayuda en la visualización de la posición de los frentes de invasión.
Por último, en el análisis del comportamiento de producción, es importante
que durante la realización de éste no se deje a un lado información acerca de
presión de cabezal/línea de flujo, y del número de pozos abiertos a
producción, con o sin levantamiento artificial, pues complementan el
comportamiento histórico observado en cada uno de los pozos.

Movimiento de fluidos
La idea básica en este análisis es estimar, con base en la tasa de producción,
RGP y corte de agua de cada pozo, la distribución de los fluidos en el
yacimiento en una fecha en particular.
Las herramientas para este análisis las constituyen el mapa de producción y el
gráfico de profundidad v.s. área, las cuales indican la posición de los pozos,
complementados con las secciones y/o paneles estratigráficos y mapas de
calidad de yacimientos.
Del análisis se deben obtener como resultado ideas claves y soportables
técnicamente acerca de avances preferenciales de fluidos, grado de
agotamiento por unidad/subunidad que se están explotando, áreas aún por
drenar o pobremente drenadas, y en consecuencia, recomendaciones sobre
trabajos mayores/menores y perforación adicional que permitan mejorar el
drenaje/barrido del yacimiento. Asimismo, se deberán establecer acciones en
cuanto a mejorar el perfil y el patrón de inyección, en caso de yacimientos
sometidos a procesos de recuperación suplementaria.

Comportamiento de presión
El análisis en esta etapa se debe concentrar en justificar, con base en el
comportamiento de producción, la ubicación del pozo, el estado mecánico y
la distribución de los fluidos en el yacimiento, y el comportamiento de presión
observado en cada pozo individual.
Basándose en los resultados del análisis anterior se debe verificar que todos
los pozos ubicados en una misma área del yacimiento con tendencia de
presión diferente, tengan justificación similar a su comportamiento de
presión.
Finalmente, y con base en la tendencia de presión observada en cada área del
yacimiento, se debe inferir cuáles son los mecanismos de producción
prevalecientes en cada una de ellas y en el yacimiento como un todo.

INTEGRACIÓN DE RESULTADOS INDIVIDUALES
La etapa final de este proceso lo constituye la integración e interpretación de
todos lo resultados individuales en el contexto macro del yacimiento; esto es,
al proceso intrínseco natural o artificial de explotación del mismo, así como a
su configuración estructural y sedimento-lógica.
Durante las etapas previas se han debido obtener conclusiones preliminares y
ciertas recomendaciones que durante esta integración deben ser resueltas o
encontrar la explicación más consona con las condiciones de producción del
yacimiento en particular.
Como resultado de todo este análisis se debe mostrar el estado de
agotamiento del yacimiento, el cual debe incluir potencial alcanzable de los
pozos/yacimiento, niveles de presión de fondo, posición actual de los frentes
de fluidos, las áreas aún por drenar y la correspondiente actividad preliminar
de reparación/perforación, la cual será validada posteriormente en los
subsiguientes procesos de balance de materiales y/o simulación numérica.

DOCUMENTAR RESULTADOS
En esta etapa se debe plasmar todo lo observado, las conclusiones y las
recomendaciones pertinentes a los pozos individuales, al yacimiento y/o área
en estudio, con especial énfasis en lo relativo a recompletaciones,
reacondicionamientos, servicio a pozos y/o perforación adicional.
La documentación de este proceso debe incluir todos los aspectos mostrados
en las etapas anteriores e indicar las incertidumbres remanentes, explicar el
impacto (mediante sensibilidades) que podría tener la solución de dichos
problemas, la justificación de adquirir información adicional o indicar que la
solución podría encontrarse en etapas posteriores del estudio del yacimiento.
De igual manera, deben mostrarse todos lo gráficos, figuras y tablas que
soporten lo expuesto en el texto.

Determinación de Net Pay en base a Registros eléctricos

Definición de espesor bruto, Neto de arena y Neto útil
(Gross thicness, Net Sand, Net Pay

Registros de Evaluación de hueco abierto

Tope de Porosidad
Posible Contacto Agua-Gas 4175 mbbp

POZOS
CODIGO
COORDENADAS UTM PSAD-56 PROF. FINAL
ESTE (X) NORTE (Y) MD
WELL-10 350767.39 8087293.51 4300.00
WELL-11 351892.88 8086419.57 4400.00
WELL-12 355227.00 8084979.00 4600.00
WELL-12 ST 355227.00 8084979.00 4050.00
WELL-13 351880.40 8086417.33 1730.00
WELL-14 351872.95 8086424.00 1878.00
WELL-15 351910.33 8086402.52 1890.00
WELL-2 353325.48 8086264.58 1800.00
WELL-4 354798.40 8084283.46 1820.50
WELL-5 352854.80 8086972.89 1833.00
WELL-7 355243.71 8084506.91 1691.50
WELL-9D 356483.50 8082970.00 5615.00
WELL-X1 353173.19 8085221.37 2599.65
WELL-X3 353761.69 8085981.26 4288.00
WELL-X8 348578.41 8087737.28 4621.20
Ubicar en un papel de coordenadas UTM la ubicación de los siguientes pozos
Grupos:

Ubicar en un papel de coordenadas UTM la ubicación de los siguientes pozos
CODIGO
COORDENADAS UTM
PSAD-56
PROF. FINAL
ESTE (X) NORTE (Y) MD
WELL-10 334958.09 8093005.18 4645.00
WELL-11 337310.00 8095334.00 4492.00
WELL-2 336896.81 8093811.95 4850.00
WELL-3 337281.13 8093360.14 4780.00
WELL-4 336470.96 8093867.22 4650.00
WELL-5 335994.78 8093968.73 4624.00
WELL-6 336059.67 8093963.54 5087.50
WELL-7 336360.68 8094361.03 4553.00
WELL-8 335548.91 8093463.66 4611.00
WELL-9 336821.31 8094882.62 4490.00
WELL-X1 336716.16 8093391.07 4770.50

INICIA PROYECTO
ESTRUCTURA BASICA DE
CONTROL LITOFACIES Y
COMPORTAMIENTO PRIMARIO
Y SECUNDARIO
INFORME POR RESERVORIOS DE
ZONA Y AREA
CONTROL PERIODICO DE
EVOLUCION DE PROYECTOS
INFORMACION SISTEMA DE
INYECCION
PLANEAMIENTO PROGRAMA
OPERATIVO
FIN DE PROYECTO
RESUMEN DE TRABAJOS Y
RESULTADOS
(MEMORIA DE SEGUIMIENTO)
CARPETA DE SEGUIMIENTOS
CONTROL Y PLANEAMIENTO DE OPERACIONES
INYECCION AGUA

 F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y Separador.
Prueba de Liberación Diferencial
La prueba de liberación diferencial se realiza cuando la composición total del
sistema varía durante el agotamiento de presión. En este caso todos los gases
liberados de la fase líquida durante la reducción de presión son removidos
parcial o totalmente del contacto con el petróleo.
Proceso de Liberación Diferencial
La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual
a la temperatura del yacimiento.
La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor o igual a la presión
de burbujeo.
La presión se va disminuyendo, aumentando así el espacio disponible en la
celda para el fluido.
Al caer la presión ocurre la liberación del gas, el cual es removido de la celda
manteniendo la presión constante para esta extracción.
Este procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión
atmosférica.

Representación gráfica del proceso de liberación diferencial
De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de
compresibilidad delgas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor
volumétrico del petróleo (Bo),factor volumétrico del gas (Bg), factor
volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la
gravedad API de crudo residual.

Prueba de Liberación Instantánea
La prueba de liberación instantánea también conocida como prueba de
liberación flash, se realiza cuando la composición total del sistema permanece
constante durante el agotamiento de presión. En este caso todos los gases
liberados de la fase líquida durante la reducción de presión están en contacto y
en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron.
Proceso de Liberación Instantánea
La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual
a la temperatura del yacimiento.
La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor a la presión de
burbujeo.
La muestra en estudio se expande isotérmicamente en varias etapas hasta
alcanzar la presión de burbujeo.
Una vez alcanzada la presión de burbujeo se sigue disminuyendo la presión, en
este caso la muestra de petróleo continuará expandiéndose isotérmicamente y
el gas liberado se mantendrá dentro de la celda en contacto íntimo con el
petróleo

Representación gráfica del proceso de liberación flash o instantánea
De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de
burbujeo, volumen relativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad
del petróleo y una
función ‘y’:

 F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y separador.
Prueba de Separadores
La prueba separadores consiste en una prueba de liberación instantánea que se
realiza en un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de
separación en superficie sobre las propiedades del crudo.
Proceso de la Prueba de Separadores
La temperatura inicial de la celda a la cual se realiza la prueba de laboratorio
debe ser igual a la temperatura del yacimiento.
La presión de la celda se mantendrá a presión de burbujeo.
La presión del tanque de almacenamiento se mantendrá a presión atmosférica.
La presión optima del separador será aquella que produzca la menor liberación
de gas, crudo con mayor gravedad °API y menor factor volumétrico de
formación del petróleo.
El líquido es liberado en dos etapas de separación como se muestra en la Figura
esquemática.

Representación gráfica del proceso de separadores
De esta prueba se va a obtener los siguientes resultados:
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo); Relación Gas – Petróleo en Solución (Rs);
Gravedad API del Crudo en el Tanque (°API); Composición del Gas Separado;
Gravedad Específica del Gas en el Separador (Ygs); Gravedad Específica del Gas en el
Tanque (Ygt).

 F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y separador.
Pero Que sucede en el reservorio? Liberación flash o diferencial? La mayoría de la
gente piensa que suceden ambas cosas. Luego que se alcanza el punto de
burbuja, pero antes de alcanzar la saturación crítica de gas, el gas libre formado
en el reservorio no puede fluir quedando en inminente contacto con el líquido y
por supuesto esto se parece más a un proceso de liberación flash. A menores
presiones, cuando la saturación de gas, excede el valor crítico, debido a su mayor
movilidad, tiende a fluir solo al tiempo de ser liberado y esto es más como un
proceso diferencial.
De igual forma, estamos comparando los procesos flash y diferencial a
temperatura constante la cual es la temperatura de formación. Sin embargo, el
viaje que hace el petróleo desde la formación al pozo y luego a las líneas de flujo y
separador, no es un proceso isotérmico. Esto es generalmente reconocido como
un proceso Flash pero la temperatura va disminuyendo.
Los petróleos de bajo y alto encogimiento encogerán menos a las condiciones de
tanque si son pasados primero por un separador de alta presión donde el gas se
remueve de las proximidades del petróleo. La mejor presión de separación es
cuando existe el mínimo encogimiento del petróleo.246

Lineamientos generales simulación de reservorios

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