Mapas Del Subsuelos.

1. MAPAS ISOBÁRICOS

1.1. Un mapa de isobaras es un mapa en el cual se representan líneas que unen puntos de igual presión atmosférica media

1.1.1. Presión : Representan líneas que unen puntos de igual presión promedio

1.1.1.1. PRUEBAS DE PRESION (BUILD UP, DRAW DOWN, MULTITASAS, DE ARRASTRE, DE INTERFERENCIA)

1.1.1.1.1. -Abatimiento de Presión (Pressure Drawdown Test) -Restauración de Presión (Pressure Buildup Test) -Multitasa -Prueba de Interferencia -Drill Stem Test (DST) -Fall Off -Prueba de Inyectividad

1.1.2. Presiones encontrada en el mismo yacimiento: •Presión del yacimiento •Presión estática •Presión promedio •Presión de fondo fluyente

1.1.2.1. MAPAS DE PRESIONES- SIMBOLOGIA- ELABORACION EN INTERPRETACION

1.1.2.1.1. Obtener características y/o propiedades del yacimiento, como lo son: – Presión estática del yacimiento. – Permeabilidad. Estimar parámetros adicionales de flujo, tales como: – Comunicación entre pozos. – Límites del yacimiento (fallas, fracturas). – Daño de formación. Durante la vida productiva del yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de las condiciones de los pozos productores. La caracterización del yacimiento es indispensable para la predicción de su comportamiento de producción. Las pruebas hechas en pozos deben ser diseñadas, realizadas, validadas y evaluadas de acuerdo con la información que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones prácticas existentes. La prueba de presión representa un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar, de forma indirecta, algunas características del yacimiento. Consisten en generar una perturbación en el yacimiento, medir las respuestas y analizar los datos que constituyen el período de flujo transitorio. Constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

2. Integrante: Heiber Gutierrez C.I.19.408.653

3. -Reservas Probadas: es el volumen de hidrocarburo en un yacimiento cuya existencia ha sido comprobada mediante la aplicación de pruebas de producción, además según la información geológica y de ingeniería de yacimientos pueden ser producidas comercialmente. -Reservas probables: es el volumen de hidrocarburo contenido en un área donde la información geológica y de ingeniería de yacimientos indica que desde el punto de vista de recuperación existe un nivel de certeza menor que para las reservas probadas, por lo general para su determinación se suponen condiciones de mercado/económicas futuras. Poseen un nivel de certeza del 50%: -Reservas posibles: en este caso el nivel de certeza es de un 10%, según la información geológica y de ingeniería de yacimiento

3.1. MAPAS DE RESERVAS- SIMBOLOGIA- ELABORACION EN INTERPRETACION: a) Curvas de declinación de producción: este es el método más antiguo, simple y rápido para el cálculo de reservas, consiste en graficar la tasa vs. El tiempo, en esta curva se observa cual sería la tasa mínima de producción (según las pautas económicas) y el área bajo esa curva será las reservas que se tienen. b) Simulación numérica de yacimientos: es el método más difícil, pues comprende programas de computación que a través de la solución de ecuaciones (de modelos matemáticos que representan yacimientos) proporciona aproximaciones de lo que es el yacimiento y sus reservas. c) Ecuación de balance de materiales: es un método de mediana dificultad, requiere de mucho tiempo para su aplicación (será explicado con detalle en próximas publicaciones).

4. Mapas de Reservas: Este es un mapa de carácter oficial que se incluye en el informe anual de reservas, que esta conformado por un mapa isópaco-estructural que representa el tope de la arena petrolífera. Además, en este se debe señalar los límites de las zonas probadas y prospectivas y toda la información necesaria para una óptima interpretación del modelo geológico, donde se soporte el cálculo de las reservas de hidrocarburos.

4.1. TIPOS DE RESERVAS

4.1.1. METODOS DE CALCULO DE RESERVAS

4.2. Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos.El cálculo de las reservas de hidrocarburos es un proceso complejo que se efectúa aplicando la información geológica y de ingeniería a los métodos determinísticos y el uso de sus diferentes formas de cálculo depende de la cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos. Métodos Determinísticos: Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso especifico Método Volumétrico: Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original en Sitio (POES, GOES Y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluídos.El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y Petróleo como Método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método

5. Mapas de Reservas

6. MAPAS DE ISOPROPIEDADES

7. Un mapa de isopropiedades es la representación cartográfica de la variación de los valores de alguna propiedad del yacimiento petrolero. Las fuentes de información son, en primera instancia, los datos sísmicos, los registros de pozos, las muestras de roca, el conocimiento que se tenga de áreas cercanas, así como de los datos de producción y de presión de los pozos

8. . Porosidad 1.1. Tipo de porosidad 1.2. Según su origen: Primarias: Durante el proceso de deposicion Secundarias: Por algunos procesos naturales o artificiales 1.3. Según la comunicación de sus poros: •Total o absoluta •Interconectada o efectiva •No Interconectada y no efectiva 2. Saturación 2.1. Tipos de saturación 2.2. •Saturación de aguas connata: Saturación que existe en el yacimiento al momento del descubrimiento, es inmóvil. •Saturación residual de una fase •Saturación crítica de una fase •Determinación de saturación 3. Permeabilidad 3.1. Tipos de Permeabilidad 3.2. •Absoluta: Conductividad de la roca •efectiva: Conductividad de dos o más fases. •Relativa: Permeabilidad efectiva y permeabilidad base 4. Arena neta 4.1. Determinacion de espesores que ha atravesado la formación productiva en cada pozo 4.2. •Según el tipo de arena Grava, arena, limo, arena contable arena neta, total , petróleo y gas.

9. FUENTES DE INFORMACION

10. Uno de los principales problemas en la Ingeniería Petrolera es conocer las características físicas de los yacimientos para explotarlos de manera óptima. Por tal motivo, es necesario desarrollar y aplicar técnicas que permitan conocer, tanto de manera directa como indirecta, toda la información que de una roca productora (o potencialmente productora) se pueda obtener para caracterizarla. El objetivo principal la caracterización de yacimientos petroleros es conocer las características de las rocas productoras de hidrocarburos y de los fluidos presentes en el yacimiento, tanto cualitativa como cuantitativamente, para así poder determinar la geometría del yacimiento y el volumen de hidrocarburos almacenados, las propiedades físicas de la roca y físico-químicas de los fluidos. Con esta información se puede elaborar, por ejemplo, el modelo que permite simular el comportamiento del yacimiento bajo diferentes esquemas de producción, elegir aquel que conlleve a la óptima explotación técnico- económica, lo que implica minimizar tiempo, recursos humanos y financieros

11. MAPAS DE POROSIDAD Para realizar un mapa de Isoporosidad deben conocerse la litología de una formación porque: (1) los perfiles de porosidad requieren un valor de matriz (arenisca, caliza, o dolomita) para determinar la porosidad; (2) el factor de la formación varía con la litología; (3) la variación del factor de formación produce cambios en los valores estimados de saturación de agua

12. INTERPRETACION DE MAPAS DE POROSIDAD Existen varios factores que afectan la porosidad de un yacimiento incluyendo el tamaño de grano y su forma, el arreglo o empacamiento de los granos, el contenido de arcilla, el nivel de compactación y la cementación . Para poder comprender el impacto que tienen el tamaño de grano y el empacamiento en la porosidad, se considera primero un sistema con los sedimentos bien seleccionados y en un arreglo cúbico, éste tiene una porosidad del 47.64%, mientras que un arreglo romboédrico tiene una porosidad del 25.9%, como se muestra en la figura 2.3. Esto quiere decir que el tamaño de los sedimentos (bien clasificados) no afecta a la porosidad mientras el arreglo sea el mismo, por lo que la porosidad en este ejemplo es independiente del tamaño de grano pero depende mucho del arreglo