2. Porosidad: es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.
3. - Según su origen Porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca. Por otra parte la porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.
4. - Según la comunicación de sus poros Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre si, o aislados. Dependiendo de como sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera: • Total o absoluta. • Interconectada o efectiva. • No interconectada o no efectiva.
5. El mapa de porosidad indica el espacio disponible de la roca para almacenar fluidos, es por ello que resulta de gran importancia esta propiedad. Las propiedades más óptimas se muestran hacia el SO y SE del yacimiento donde existe los mejores espesores de la Arena en estudio. Las porosidades de menor valor se encuentran hacia los mayores volúmenes de arcilla y por lo tanto zonas de menor energía de depositación.
6. PERMEABILIDAD: Es la capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies. El término fue definido básicamente por Henry Darcy, quien demostró que la matemática común de la transferencia del calor podía ser modificada para describir correctamente el flujo de fluidos en medios porosos.
7. - Absoluta o específica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido. - Efectiva: es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en darcy. Cuando dos o más fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable - Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base.
8. MAPAS DE PERMEABILIDAD El Mapa de Permeabilidad está realizado a partir del Mapa Litoestratigráfico y representa los niveles litoestratigráficos cartografiados agrupados por valores similares de permeabilidad.
9. SATURACION: se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1
10. MAPA DE SATURACIÓN DE AGUA Esta propiedad nos indica el porcentaje de saturación de agua en todo el yacimiento. Los mayores porcentajes de saturación se ubican en el centro de los canales, y por ende son las zonas más prospectivas, los valores más bajos se localizan en el borde del yacimiento asociado a la llanura de inundación. El mapa de saturación refleja de una manera visual la distribución de esta propiedad en el yacimiento y con ayuda de la escala de colores se observa una mejor interpretación
11. ARENA NETA TOTAL La arena neta es el espesor con porosidad y permeabilidad que contiene saturación de hidrocarburos de valor comercial. El espesor de arena neta comparado con el espesor bruto es conocido como la relación “net to gross”, por sus siglas en inglés. Este es un parámetro importante en el cálculo volumétrico de fluido original en sitio y reservas de un reservorio.
12. MAPA DE ARENA NETA TOTAL Es la representación en el plano horizontal de los espesores de los cueros de arena, medidos en los perfiles de pozos, es espesor de arena total de cada cuerpo de arena se determina estableciendo el tope y la base del cuerpo completo
13. ARENA NETA PETROLIFERA Es la parte del espesor bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes criterios: límite más bajo de porosidad, límite más bajo de permeabilidad, límite más alto de saturación de agua.
14. - MAPAS DE ARENA NETA PETROLIFERA Determina la geometría de las arenas saturadas de hidrocarburos, se elabora a partir de las arenas que integran los límites del yacimiento.
15. - Presión de Yacimiento: Es la presión inicial que ejercen los fluidos sobre el medio poroso, en un yacimiento el cual no se encuentra produciendo.
16. MAPAS DE RESERVAS
17. - Presión Estática: Es aquella presión la cual se encuentra en equilibrio (estabilizada) entre la cara de la arena en un pozo cerrado y el yacimiento.
18. - Presión Promedio: Esta presión es definida como la presión que debería alcanzarse si los pozos estuviesen cerrados por un tiempo indefinido
19. - Presión de Fondo Fluyente: Es la presión que proporciona la energía necesaria para levantar la columna de fluido del fondo del pozo hacia la superficie.
20. - PRUEBA DE DECLINACIÓN O ARRASTRE DE PRESIÓN (DRAW DOWN): Inicialmente el pozo es cerrado hasta alcanzar la presión estática del yacimiento antes de la prueba, durante un período suficientemente largo. La prueba es corrida para producir el pozo a una tasa de flujo constante mientras se registra continuamente la presión en el fondo del pozo.
21. MAPAS ISOBARICOS
22. TIPOS DE PRESIONES
23. PRUEBAS DE PRESIÓN
24. - Pruebas de DST (Drill Stem Test): Pruebas de pozo realizadas con la sarta de perforación aún dentro del pozo. La prueba consiste en aislar la zona de interés mediante empacadores temporales que se activan en agujero descubierto o revestido. Enseguida, una o más válvulas se abren para permitir el flujo de fluidos de la formación hacia el interior de la sarta por un tiempo determinado
25. - PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP): La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presión se restaure el pozo
26. - PRUEBA MULTITASAS: La prueba Multitasas consiste en producir un pozo a diferentes tasas, se realizan varios precedidos de cierre que alcanzan la presión de estabilización.
27. PRUEBA DE INTERFERENCIA: En una prueba de interferencia un pozo está produciendo y el comportamiento de la presión es observada en otro pozo vecino.
28. 1. Elegir la escala 2. Las isobaras deben ser lo menos sinusoidales posibles 3. No debe quedar ningún punto de control por fuera de las isobaras
29. Un mapa isobárico es un mapa en el cual se representan líneas que unen puntos de igual presión promedio. Estas líneas reciben el nombre de isobaras. Los mapas isobáricos en la industria petrolera se emplean para hallar la presión promedio que es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento
30. SE REALIZAN DE LA SIGUIENTE FORMA
31. Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.
32. - RESERVAS PROBADAS: Las reservas probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes.
33. - RESERVAS PROBABLES: Las reservas probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar
34. - RESERVAS POSIBLES: Las reservas posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales
35. - RESERVAS PRIMARIAS: Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento. - RESERVAS SUPLEMENTARIAS: Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria
36. - RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS: Las Reservas Probadas Desarrolladas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles.
37. - RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS: Las reservas probadas No Desarrolladas son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles..
38. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS
39. - 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 fluidos.
40. - MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES: Se utiliza para calcular el petróleo original en sitio y cotejar con el resultado obtenido por el método volumétrico. El éxito de la aplicación de este método requiere de la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento,
41. - MÉTODO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA: Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento.
42. - CURVAS DE DECLINACION Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del comportamiento de producción
43. - MAPAS DE RESERVAS El Mapa Oficial debe estar conformado por el mapa isópaco – estructural al tope de la arena yacimiento. El mapa a oficializar debe señalar los límites del yacimiento (área probada) y los límites de los prospectos (probables y posibles), cuando estén definidos.
44. ALGUNAS ESPECIFICACIONES SON
45. 1. Los mapas mostrarán de manera conjunta la información isópaca y estructural, 2. Los mapas deben ser presentados a escala 1:20.000. 3. Los mapas deben ser presentados en idioma español y bajo el siguiente esquema: a. Indicando el Norte Geográfico b. Presentando un reticulado de Coordenadas UTM c. Nombre y número de las parcelas d. Deben usarse los símbolos presentados en la Leyenda Oficial
