Volumen Original de HCB

CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimientopetrolero se necesita conocer el volumen original dehidrocarburos en el yacimiento, así como también la energíadisponible para expulsar el petróleo y el gas.

Un yacimiento petrolífero está confinado por límites geológicoscomo también por límites de fluidos, los cuales debendeterminarse lo más exactamente posible.

Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades delos fluidos que lo saturan, el cómputo del volumen dehidrocarburos en el yacimiento se convierte en una operaciónbastante simple.

METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Para la estimación del Petróleo y/o el Gas en sitio, en la ingeniería deyacimiento, se usan diferentes métodos dependiendo de la etapa de lavida en que se encuentre el yacimiento.•Métodos volumétricos

•Método de las Isópacas•Analítico•Gráfico

•Método de Isohidrocarburos•Gráfico

•Método cimas y bases•Gráfico

•Balance de materiales•Métodos estadísticos

•Método de Montecarlo

METODOS VOLUMETRICOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Métodos volumétricos

Si el yacimiento es nuevo y solo se disponen de los datos de geológicos,petrofísica, las características físicas de muestras de los fluidos contenidos en elyacimiento, presión inicial y temperatura, se hace un estimado por el métodovolumétrico (que es un método determinístico, ya que aporta un solo resultadopromedio del yacimiento).

Ese método, consiste en estimar la geometría del yacimiento basándose en mapasisópacos, estructurales, isohidrocarburos, mediante un proceso de planimetría delos contornos.

Luego para calcular el hidrocarburo original en sitio, dependiendo del tipo deyacimiento, (si, es de petróleo o de gas,) es necesario conocer los datos depetrofísica: porosidad(Ø), saturación de agua connata (Swc) y físicos: espesor (h).

Porosidad = Efectiva

STB

oSwchA

POISfracfrac

)()( 1

PCSsdm

gSwchA

GOISfracfrac

@

1 3)()(


Métodos volumétricos

Límite areal de los reservorios

Una vez perforado un conjunto de pozos exploratorios y haber obtenido y analizadolos datos, se procede a evaluar la extensión areal del yacimiento en estudio, con elfin de poder determinar el contenido de hidrocarburos. La extensión areal estádefinida como la superficie que alcanza o abarca una acumulación dehidrocarburos.

Los límites del yacimiento y la presencia de fallas, modificarán el área encerrada porlas curvas estructurales. La extensión del yacimiento se determinará porcaracterísticas como: cambios en la permeabilidad de la roca, desaparición de laarena, acuñamientos o adelgazamientos, fallas y contactos de fluidos.


Límite físico

Límite de un yacimiento definido por algún accidente geológico (fallas,discordancias, cambio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.), porcontactos entre fluidos, o por reducción hasta límites críticos de la porosidad, lapermeabilidad, o por el efecto combinado de estos parámetros.


Límite convencional

Límite del yacimiento que se establece de acuerdo al grado de conocimiento, oinvestigación, de la información geológica, geofísica o de ingeniería que se tenga delmismo; así también como de algunas normas establecidas.

LKG


LKO


Mapa estructural

Son líneas unidas por puntos de igual profundidad, y nos dan indicios de la forma de la estructura del yacimiento.

Los mapas estructurales pueden ser del tope o de la base de la arena que contiene hidrocarburos, pero éste se especializa principalmente en la forma geométrica que posee la roca que en alguna parte de su amplia estructura es posible que contenga hidrocarburos.


Método de las isópacas

Mapa Isopaco

Consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena enestudio. Éstos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta dehidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Unavez plasmada las curvas del mapa isópaco, se podrá calcular por medio de técnicasmatemáticas o por medio de un instrumento llamado: planimetro, el área encerradapor cada curva o extensión de la arena.

METODO DE LAS ISOPACAS

Para el cálculo de volúmenes, se aplica las ecuaciones de geometría:trapezoidal o piramidal.

Razón de áreas

n>0.5 ecuación trapezoidal

n<=0.5 ecuación piramidal

Se debe tener en cuenta que mientras mas divisiones posea la estructura,será menor el error que se pueda generar durante el cálculo del volumen deroca.

(inf)1(sup)2

AAn

METODO DE LAS ISOPACAS

Ecuación trapezoidal

Ecuación Piramidal

)21(2

AAhVb

21213

AAAAhVb

METODO DE LAS ISOPACASMétodo gráfico

Este método consiste en construir un gráfico de espesor versus área, y porcálculos matemáticos, determinar el área bajo la curva lo que nos arrojará elvolumen de roca de la estructura en estudio. Es necesario tener un mapaisópaco trazado y uno estructural para poder hallar un perfil representativo dela estructura y construir el gráfico en cuestión con el que se determinará elvolumen de roca. Se debe hallar un corte representativo del mapa isópaco yobtener el área que encierra cada curva y con ésta data construir el gráficorespectivo.


Método Isoíndice de hidrocarburos

Se considera un método bastante exacto en virtud que considera lavariación de los fluidos tanto horizontal como verticalmente.

Físicamente, el índice de hidrocarburos es una medida del volumen dehidrocarburos, a condiciones de yacimiento, que existe en la rocaproyectada sobre un área de un metro cuadrado (m2) de yacimiento.

Indice de Hidrocarburos

Espesor Neto(pozo)

Porosidad(pozo)

Saturación de hidrocarburos

rocam

yacmSwchIsHc fracfrac 2

3

)()(@1



El método consiste en la configuración de un plano de igual índice de hidrocarburosbasado en los valores calculados para cada pozo.



Se obtienen las áreas encerradas por cada curva y se grafican teniendo muy encuenta la escala del plano configurado.

El área bajo la curva corresponde al volumen original.

METODOS PROBALISTICOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS

Método probabilístico

Este método trata cada parámetro como un rango de valores, los cuales sonrepresentados por variables aleatorias que permiten describir eventos futuros cuyosresultados son una incertidumbre. Dichas variables se representan mediantedistribuciones estadísticas, de las cuales las más comunes son las siguientes:



Existen muchos métodos en los que se utilizan estas distribuciones para estudios deprobabilidad de que un proyecto se pueda llevar a cabo, o no. Uno de estos métodoses la técnica cuantitativa de Monte Carlo, la cual hace uso de la estadística y lascomputadoras para emular, mediante modelos matemáticos, el comportamientoaleatorio de sistemas reales no dinámicos (por lo general, cuando se trata desistemas cuyo estado cambia con el paso del tiempo, se recurre, bien a la simulaciónde eventos discretos o bien a la simulación de sistemas continuos).

Técnica Monte Carlo

Este método es muy usado en los diferentes campos de estudios, ya sea en las áreasinformática, empresarial, económica, etc., es por ello que resulta muy ventajosa suaplicación. En este caso es utilizado a nivel de análisis de yacimientos por lo que suuso consiste en tomar muestras de la distribución de probabilidad de cada uno delos parámetros considerados estadísticos y sustituirlos en la ecuación del métodovolumétrico para obtener un valor de N.



Después de repetir el proceso anterior, un número significativo de veces, los valoresde Ni (POES)i, son ordenados en sentido creciente, asignándole a cada uno, un valorde frecuencia acumulada igual a: i/n+1, donde n es el número de valores de Nobtenidos. Luego si se grafica la frecuencia acumulada vs. N, se obtendrá unafunción de distribución acumulada de estos valores. La aplicación tanto del métododeterminístico como del método probabilístico “Monte Carlo” para la estimación delGOES, GCOES y Reservas de gas, esta basada en una serie de datos característicos delyacimiento.

EJEMPLOS

Calcular el volumen de hidrocarburos a condiciones de yacimiento por el método deIsópacas e isoíndice de hidrocarburos si se tienen los siguientes datos:

Presión reservorio= 3500 psi

Temperatura reservorio=190 °F

Factor de desviación del gas= 0.8

Factor volumétrico del petróleo =1.15 bbl/STB

RGP =1500 pcs/STB

PozoProf tope

reservorio mCota mbnm (tope

reservorio)Cota mbnm (base

reservorio)Espesor Bruto m

Espesor neto m Φ % Sw % IsHc m3/m2

1 3150 -2700 -2770 50 30 25.0 32.3 5.12 3270 -2720 -2805 35 10 26.5 33.5 1.83 3145 -2675 -2745 60 55 30.0 30.0 11.64 3198 -2718 -2798 30 12 25.5 33.0 2.15 3180 -2690 -2760 58 40 28.0 32.0 7.66 3240 -2740 -2830 15 0 25.3 100.0 0.07 3175 -2695 -2765 55 35 27.0 31.5 6.5

8 3305 -2725 -2805 40 5 26.0 35.0 0.8

CAPO -2730

CGPO -2700

2

3

4 5

6

7

8

1

-2740

-2690-2700-2710-2720-2730

-2680

-2690-2718

-2675

-2720-2700

-2695

-2725

-2740

EJEMPLOS

2

3

4 5

6

7

8

1

403020100

5040

12

55

1030

35

5

0

EJEMPLOS

Mapa Isópaco2 Km

EJEMPLOS

Calculo de áreas

Curva 0 m 25.5 cm2 102 Km2

1 cm2 4 Km2

EJEMPLOS

Calculo de áreas

Curva 10 m 19.5 cm2 78 Km2

1 cm2 4 Km2

EJEMPLOS

Calculo de áreas

Curva 20 m14.0 cm2 56 Km2

1 cm2 4 Km2

Curva 30 m9.2 cm2 36.8 Km2

Curva 40 m 4.7 cm2 18.8 Km2

Curva 50 m

1.3 cm2 5.2 Km2

EJEMPLOS

Método analítico

pcspcg 00418.0

7.3514)460190(*8.0*02827.0

%63.277

1

7

1

hi

ihi %59.317

1

7

1

hi

hiSwiSw

Curva Espesor m Area Km2 Area m2Razón de áreas n Ecuación Volumen Roca m3

010 10 102.00 102,000,000 0.8 Trapecio 900,000,000 20 10 78.00 78,000,000 0.7 Trapecio 670,000,000 30 10 56.00 56,000,000 0.7 Trapecio 464,000,000 40 10 36.80 36,800,000 0.5 Pirámide 273,009,50550 10 18.80 18,800,000 0.3 Pirámide 112,957,88655 5 5.20 5,200,000 0 Pirámide 8,666,667

Volumen total m3 2,428,634,057

Volumen Gas m3 394,634,057

Volumen Oil m3 2,034,000,000

EJEMPLOS

Método analítico

MMSTB

STBbbl

mbblMMm

POIS 102,215.1

3159.012763.01

2898.6034,2 33

MMPCS

PCSpc

mpcMMm

GOISlib 708,62900418.0

3159.012763.01

315.35395 33

MMPCSSTBPCSMMSTBGOISsol 609,153'31500102,2

TCFMMPCSMMPCSMMPCSGOIStotal 8.3317,783'3708,629609,153'3

EJEMPLOS

Método gráfico

0

10

20

30

40

50

60

0 20 40 60 80 100 120

Espe

sor m

Area Km2

Curva Espesor m Area Km2

0 102.0010 10 78.0020 10 56.0030 10 36.8040 10 18.8050 10 5.255 5 0

0.07

0.63

0.41

0.99

0.33

0.99

0.37

0.46

1 cm vertical 10 m

1 cm horizontal 20’000,000 m2

1 cm2 200’000,000 m3

332 42220011.2 MMmMMmcmVrGas

332 026,220013.10 MMmMMmcmVrOil

EJEMPLOS

Método Gráfico

MMSTB

STBbbl

mbblMMm

POIS 094,215.1

3159.012763.01

2898.6026,2 33

MMPCS

PCSpc

mpcMMm

GOISlib 376,67300418.0

3159.012763.01

315.35422 33

MMPCSSTBPCSMMSTBGOISsol 205,141'31500094,2

TCFMMPCSMMPCSMMPCSGOIStotal 8.3581,814'3376,673205,141'3

2

3

4 5

6

7

8

1

864

20

107.62.1

11.6

1.85.1

6.5

0.8

0.0

12

EJEMPLOS

Mapa Isoíndice de Hidrocarburos

EJEMPLOS

Calculo de áreas

Curva 0 m 28.2 cm2 112.8 Km2

1 cm2 4 Km2

EJEMPLOS

Calculo de áreas

Curva 2 m17.0 cm2 68 Km2

EJEMPLOS

Calculo de áreas

Curva 4

11.2 cm2 44.8 Km2

Curva 67.25 cm2 29 Km2

Curva 8 4 cm2 16 Km2

Curva 101.25 cm2 5 Km2

Curva 12

0.19 cm2 0.75 Km2

0

2

4

6

8

10

12

14

0 20 40 60 80 100 120

Area Km2

ISO

HC

m3 /m

2

EJEMPLOSMétodo Isoíndice de Hc.

CGAO= -2730 mbnm

CAPO= -2730 mbnm

1 cm vertical 2 m3/m2

1 cm horizontal 20’000,000 m2

1 cm2 40’000,000 m3

yacMMmMMmcmyacGOIS @4334084.10@ 332

yacMMmMMmcmyacPOIS @4334084.10@ 332

Curva IsHc IsHc m3/m2 Area Km2

0 112.802 2 68.004 2 44.806 2 29.008 2 16.00

10 2 5.0012 2 0.7513 1 0

0.02

0.16

0.47

0.20

0.78

0.05

0.69

0.90

0.09

0.400.11

5.1

0.97

EJEMPLOS

Método Isoíndice de Hc

Solo como petróleo:

Solo como gas:

MMSTB

STBbbl

mbblMMm

POIS 371,215.1

12898.6433 3

3

TCFMMPCS

PCSpc

mpcMMm

GOISlib 7,3469,659'300418.0

1315.35433 3

3

TCFMMPCSSTBPCSMMSTBGOISsol 6.3740,555'31500371,2

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