Cálculos Empíricos de Reservas

Con el fin de planear programas futuros de producción es necesario hacer evaluaciones de recuperación de fluidos en el comienzo de la vida de un campo. Estas evaluaciones se hacen muchas veces antes de que se hayan establecido, por medio de programas de perforación, los límites del campo o también antes de que haya suficiente producción para pronosticar el futuro del campo por medio de estudios de curvas de la historia de producción.

La recuperación depende naturalmente de las presiones que prevalecen, del estado y propiedades de los fluidos existentes y de la clase de empuje preponderante en el campo. Los empujes fundamentales son: Empuje Hidrostático, Empuje por Segregación y Empuje por Depleción o simplemente depleción. A este útlimo con frecuencia se le llama también por gas en solución.

  • Cálculo del Petróleo Fiscal Recuperable por la Expansión de un Petróleo Subsaturado: Si la presión del yacimiento es considerablemente mayor que la presión del punto de burbujeo, el yacimiento contiene soloamente agua innta y petróleo, ya que el gas se disuleve en el petróleo. Debido a las expansiones del Agua Innata, de la roca reservorio y mas importante aún, del petróleo subsaturado, el volumen de petróleo a condiciones del yacimiento permance constante a partir de la presión inicial del yacimiento hasta la presión del punto de burbujeo. Empleando el acre-pie como unidad volumétrica de la roca reservorio, la recuperación por expansión (ER) se calcula en barriles de petróleo fiscal por medio de la siguiente ecuación:

Donde:

Φ= Porosidad en Porcentaje
Bob= Factor Volumétrico de Petróleo a la Presión del Punto de Burbujeo
Pi= Presión Inicial del Campo, lbs/pl c
Pb= Presión del Punto de Burbujeo, lbs/pl c
Sw= Saturación de Agua de Formación, fracci{on
Co= Compresibilidad del Petróleo pl c/lbs
Cw= Compresibilidad del Agua pl c/lbs
Cf= Compresibilidad de la Roca pl c/lbs

La compresibilidad del petróleo, Co, se obtiene generalmente de los análisis de muestras del fondo del pozo y depende del tipo de petróleo y de la cantidad de gas en solución. Cw se considera generalmente como 3*10-6 lbs/pl c. La compresibilidad de la roca Cf, varía con el tipo de roca, grado de cementación y endurecimiento, como también de la porosidad, y determinarse para cada yacimiento en particular.


En la mayoría de los casos Cf se puede tomar como 4*10-7 lbs/ pl c. La ecuación mostrada arriba indica que para rocas de porosidad baja, una fracción considerable de petróleo recuperado por expansión se debe a la compresibilidad de la roca.


  • Recuperación por Depleción: La recuperación por unidad volumétrica del yacimiento (acre-pie) en barriles de petróleo fiscal obtenida por medio del depleción (DR) se puede calcular por medio de:
En donde Bob es el factor incial Volumétrico del petróleo a punto de burbujeo, Boab es el factor Volumétrico final del petróleo al abadono del campo (Boab=1.03). La saturación de gas libre Sgr se puede evaluar por medio de la correlación de Arps (1994) obteida con los datos API de Buckley y Craze (1945), en donde el promedio de Sgr, resulta ser del menos 30 por ciento. Deben hacerse ciertos ajustes de acuerdo con el gas disuelto originalmente Rsi y con la viscosidad del petróleo µo. Sgr es del 30 por ciento cuando la viscosidad del petróleo es de 2,2 cps y cuando la saturación original de gas es de 400 p c/bl.

  • Recuperación por Empuje Hidrostático (WR): La recuperación por unidad volumétrica del yacimiento (acre-pie) en barriles de petróleo fiscal obtenida por medio de un empuje hidrostático se puede calcular:

Donde Sor, es la saturación residual de petróleo fiscal una vez agotado el empuje hidrostático. Este petróleo residual se obitiene de acuerdo con la correlación de Aprs (1954) preparada con la información API de Craze y Buckley (1945), como una función de la viscosidad del petróleo y de la permeabilidad.

  • Recuperación por Empuje de Segregación (SR): La recuperación por unidad volumétrica del yacimiento (acre-pie) en barriles de petróleo fiscal obtenida por medio de un empuje por segregación se puede calcular de:
Donde Sor, es el petróleo residual fiscal en términos de fracción del epacio poroso que se obtiene de un empuje por segregación. El petróleo residual a la presión de abandono es BoabSor, en donde Boab es el factor Volumétrico del Petróleo al tiempo de abandono. El porcentaje de Petróleo residual depende del funcionamiento del yacimiento, si ocurrió o no contraflujo de gas o si hubo inyección de gas en la capa de gas. Sin embargo el petróleo residual en este tipo de operación es bastante bajo, SoabSor=10 por ciento, siendo una cifra aproximada.

Referencias:
  • Pirson, J. Petroleum Reservoir Engineering. Pp. 498

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