Mapas de subsuelo

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Mapas de subsuelo por Mind Map: Mapas de subsuelo

1. Mapas de Reservas

1.1. Este es un mapa de carácter oficial que se incluye en el informe anual de reservas, que está 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.

1.1.1. Para elaborar un mapa de reservas se debe tener en cuenta lo siguiente: 1. los mapas mostrarán de manera conjunta la información isopaca y estructural 2. los mapas deben ser presentados 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

1.2. Las reservas no son más que la cantidad de petróleo que se puede extraer de un yacimiento siendo económicamente rentable, es un concepto ligado intrínsecamente a lo monetario pues en muchos casos hay aumentos en las mismas debido .a fluctuaciones del mercado y no debido a nuevos descubrimientos.

1.2.1. Tipos de reservas

1.2.1.1. -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.

1.2.1.2. -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%

1.2.1.3. -Reservas posibles: en este caso el nivel de certeza es de un 10%, según la información geológica y de ingeniería de yacimiento.

1.2.2. Métodos para el cálculo de reservas

1.2.2.1. 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.

1.2.2.2. 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.

1.2.2.3. 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).

1.2.2.4. 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.

2. Mapas Isobaricos

2.1. 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 del yacimiento.

2.1.1. Presiones encontradas en el sistema pozo-yacimiento

2.1.1.1. -presión de yacimiento: es la presión inicial que ejercen los fluidos sobre el medio poroso, en un yacimiento el cual no se encuentra produciendo.

2.1.1.2. - 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.

2.1.1.3. -Presión promedio: esta presión es definida como la presión que debería alcanzarse si los pozos estuviesen cerrados por un tiempo indefinido.

2.1.1.4. -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.

2.1.2. Pruebas de presion.

2.1.2.1. -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 permitiendo que la presión se restaure en el pozo.

2.1.2.2. -Prueba de declinación o arrastre de presión (draw Down): Usualmente el pozo es cerrado hasta alcanzar la presión estática antes de la prueba, durante un periodo lo 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.

2.1.2.3. -Multitasas: la prueba multitasas consiste en producir un pozo a diferentes tasas, se realizan varios precedidos de cierres que alcanzan la presión de estabilización.

2.1.2.4. -Prueba de interferencia: en una prueba de interferencia un pozo está produciendo y el comportamiento de la presión es observado en un pozo vecino.

2.1.3. Modo de realizacion

2.1.3.1. Enviar los datos de presión en los puntos donde se realizaron las mediciones. Imprima los números en el mapa al lado de la estación.  Dibuje la primera curva de nivel, por lo general 1000MB (milibares) isobaras. Esta línea divide el mapa en dos partes: todas las presiones a las que están a menos de 1000mb situado en un lado de la línea y todas las presiones más altas están en el otro 1000mb. Marque la línea "1000". Estimar la posición de la línea a su paso entre dos puntos de apoyo. Cuanto más la línea de valores es el punto de presión, más la línea se está acercando al punto en el papel. Una isobara pasa a través de cada punto tiene exactamente su valor. Repita el proceso de elaboración para dibujar una línea a la 996mb Isobar. Por convención, los mapas de isobaras se dibujan en un intervalo de contorno de 4 milibares, o con una línea de 4 Mb cada uno. Esta segunda línea será aproximadamente paralela a la Isobar 1000MB, pero nunca debe cruzarlo. Etiquetar esta línea como antes. Continuar dibujo y etiquetado isobaras en incrementos de 4 milibares hasta llegar al valor más bajo registrado en el mapa. Repita el procedimiento para las isobaras con valores superiores a 1000 MB.

3. Mapas de Isopropiedades

3.1. 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.

3.2. Porosidad Es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca, dicho de otra manera es el volumen de la roca ocupado por fluidos

3.2.1. Porosidad según su origen: Primaria: durante la formación de la roca Secundaria: Después de la formación de la roca

3.2.2. Porosidad según la comunicación de sus poros Absoluta: la porosidad total de la roca Efectiva: Los poros conectados No efectiva: los poros no conectados

3.2.3. Mapas de porosidad: Indica el espacio disponible de la roca para almacenar fluidos, lo cual resulta indispensable y le da su importancia a este mapa. Las propiedades más ópticas se muestran hacia el SO y SE del yacimiento donde existe los mejores espesores de la arena en estudio. Las propiedades de menor valor se encuentran hacia los mayores volúmenes de arcilla y por lo tanto zonas de menor energía de depositacion.

3.3. Permeabilidad Es la capacidad que tiene una roca para permitir el paso de los fluidos a través de ella, está ligada directamente a la porosidad.

3.3.1. Tipos de permeabilidad

3.3.1.1. -Absoluta: 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. Cuando dos o más fases fluyen en un medio poroso -Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base

3.3.2. Mapas de permeabilidad El mapa de permeabilidad esta realizado a partir del mapa litoestratigrafico y representa los niveles litoestratigraficos cartografiados agrupados por valores similares de permeabilidad.

3.4. Saturación Se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. La sumatoria de las saturaciones de un espacio poroso debe ser igual a 1

3.4.1. Mapa de saturación de agua Esta propiedad nos indica el porcentaje de saturación de agua en todo el yacimiento. Los mayores porcentaje 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.

3.5. Arena neta 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 ingles. Este es un parámetro importante en el cálculo volumétrico de fluido original en sitio y reservas de un reservorio.

3.5.1. Mapa de arena neta Es la representación en el plano horizontal de los espesores de los cuerpos de arena, medidos en los perfiles de pozos, el espesor de arena total de cada cuerpo de arena se determina estableciendo el tope y la base del cuerpo completo.

3.6. Arena neta petrolífera Es la parte del espesor bruto del yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes criterios: limite más bajo de porosidad, limite más bajo de permeabilidad, limite más alto de saturación de agua.

3.6.1. Mapas de arena neta petrolífera Determina la geometría de las arenas saturadas de hidrocarburos, se elabora a partir de las arenas que integran los límites del yacimiento.