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Comportamiento de Yacimientos
Ago 17, 2013
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos
• Introducción
Comportamiento de Yacimientos
Ago 17, 2013
Objetivo de Curso:
Predecir el comportamiento volumétrico de un yacimiento de aceite.
Comportamiento de Yacimientos
Ago 17, 2013
Introducción (1):
-
Conceptos básicos de Geología Petrolera
Rocas Sedimentarias
Clasificación de trampas
Comportamiento de Yacimientos
Introducción (2):
Recursos y Reservas de Hidrocarburos
Definición de recurso petrolero
Definición de Reservas
Reservas Probada
Reserva Probable
Reserva Posible
Reserva 1P, 2P 3P
Estimación de Reservas
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Comportamiento de Yacimientos
Introducción (3):
Sistema de unidades
Unidades de Campo
Sistema Internacional, SI
Obtención de factores de conversión
de unidades
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Comportamiento de Yacimientos
Ago 17, 2013
Introducción (4):
Conceptos de Ingeniería de Yacimientos
Definición de medio continuo
Presión en el yacimiento
Presión del fluido
Presión litostática
Distribución de presión en el yacimiento
Comportamiento de Yacimientos
Ago 17, 2013
Conceptos básicos de Geología Petrolera
Comportamiento de Yacimientos
Ago 17, 2013
Conceptos básicos de Geología Petrolera.
Rocas Sedimentarias
www.itescam.edu.mx/principal/sylabus/fpdb/recursos/r33258.PDF
Comportamiento de Yacimientos
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Conceptos básicos de Geología Petrolera.
Rocas Sedimentarias
www.itescam.edu.mx/principal/sylabus/fpdb/recursos/r33258.PDF
Comportamiento de Yacimientos
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Conceptos básicos de Geología Petrolera.
Clasificación de Trampas
Estructurales
Afallamiento
Domo Salino
Estratigraficas
Comportamiento de Yacimientos
Recursos y Reservas de Hidrocarburos
Fuente: libro de reservas de PEP-2013
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Definición de Recurso Petrolero
Los recursos petroleros son todos los volúmenes de
hidrocarburos que inicialmente se estiman en el subsuelo,
referidos a condiciones de superficie. Sin embargo, desde el
punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a
la parte potencialmente recuperable de esas cantidades. Dentro
de esta definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada en
principio se le denomina volumen original de hidrocarburos
total, el cual puede estar descubierto o no. Asimismo a sus
porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos,
recursos contingentes y reservas. En particular, el concepto de
reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son
acumulaciones conocidas, recuperables y comercialmente
explotables.
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Recurso Petrolero (Cont.)
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Comportamiento de Yacimientos
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Definición de Reservas de hidrocarburos
Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán
recuperadas comercialmente, mediante la aplicación de
proyectos de desarrollo, de acumulaciones conocidas, desde una
cierta fecha en adelante, bajo condiciones definidas.
Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios:
- Deben estar descubiertas
- Ser recuperables
- Ser comerciales
-Mantenerse sustentadas
Comportamiento de Yacimientos
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Definición de Reservas de hidrocarburos (Cont.)
Las reservas son categorizadas de acuerdo con el nivel de
certidumbre asociado a las estimaciones y pueden sub
clasificarse en base a la madurez del proyecto y caracterizadas
conforme a su estado de desarrollo y producción.
La certidumbre depende principalmente de la cantidad y calidad
de la información geológica, geofísica, petrofísica y de
ingeniería, así como de la disponibilidad de esta información al
tiempo de la estimación e interpretación.
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Definición de Reservas de hidrocarburos (Cont.)
El nivel de certidumbre se usa para clasificar las reservas en :
probadas o no probadas.
remanante
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Definiciones de Reserva Probada
Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a
condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos
geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre
que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha
dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones
actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones
gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva
probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.
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Definiciones: Reserva Probable
Son aquellas reservas no probadas para las cuales el análisis de
la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere
que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que
de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su
evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento
de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la
suma de las reservas probadas más probables.
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Definiciones: Reserva Posible
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información
geológica y de ingeniería sugiere que es menos factible su
recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo
con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas,
la suma de las reservas probadas más probables más posibles
tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las
cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores
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Definiciones: Reserva 1P, 2P, 3P
Reserva 1P: Es la reserva probada.
Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las reservas
probables.
Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las reservas
probables más las reservas posibles
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Estimación de Reservas
Básicamente existen tres formas de estimar las reservas de
hidrocarburos:
 Analogía
 Estimación Volumétrica
Determinístico
Probabilístico
 Análisis de comportamiento
Curvas de Declinación
Balance de Materia
Simulación Numérica de Yacimientos
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Estimación de Reservas: Analogía
Algún otro yacimiento puede ser considerado mostrando
características similares al yacimiento analizado. Ya sea
considerando similitudes por pozo o considerando factores de
recuperación.
En esta estimación las características a considerar incluyen
espaciamiento entre pozos, Características petrofísicas,
profundidad del yacimiento, presión, temperatura, espesor ,
mecanismos de empuje.
El uso de esta técnica puede ser la única alternativa para el
calculo de reservas cuando se carece de información del
comportamiento de los pozos o de las características del
yacimiento.
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Estimación de Reservas: VolumétricaDeterminística
Esta técnica se basa en “escalar” la información obtenida en los
pozos y apoyada por la sísmica en las áreas no perforadas
mediante técnicas de interpolación.
Los parámetros considerados son:
Isopacas de espesor bruto del yacimiento
Isopacas de espesor neto del yacimiento
Isopacas de Porosidad del yacimiento
Isopacas de Saturación de fluidos
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Estimación de Reservas: VolumétricaProbabilística
Esta técnica se basa en considerar la incertidumbre de las
variables que intervienen en la función objetivo, es decir:
𝑁𝑝,𝑎𝑏𝑎𝑛𝑑𝑜𝑛𝑜
𝐴ℎ∅ 1 − 𝑆𝑤
=
𝐸𝑅,𝑜
𝐵𝑜
Ec. 1
Un calculo probabilístico* (o Estocástico) de volumen a
recuperar de la presión inicial hasta la presión de abandono,
Np,abandono, se basa en la distribución de probabilidades de cada
variable , esto es, A,h,f, Sw, Boi,Er. El rango de variación de cada
variable a elegir aleatoriamente debe de ser establecido a priori.
*Nota : Al final del semestre se tratar en detalle la simulación Montecarlo
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Estimación de Reservas: VolumétricaProbabilística
Creadas las distribuciones de cada variable, que por simplicidad
pueden ser distribuciones triangulares, se realizan un numero
alto de repeticiones (realizaciones) en la ec. 1. Se toma
aleatoriamente puntos en cada distribución y se determina el
valor de la ec 1. Se recomienda hacer al menos 5000
realizaciones.
Los resultados son ordenados en forma ascendente y se colocan
en una grafica de frecuencia (histograma) y se crea la curva de
densidad de probabilidades, come se muestra en la siguiente
figura.
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Estimación de Reservas: VolumétricaProbabilística
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Estimación de Reservas: Análisis de
Comportamiento
Curvas de Declinación. Este método predice el comportamiento
futuro mediante el ajuste de tendencias observadas de la
declinación de la producción usando ajustes hiperbólicos,
harmónicos o exponenciales.
Balance de Materia. Este método considera el comportamiento
de yacimiento como un tanque utilizando propiedades PVT
promedio y la historia de presión-producción.
Simulación Numérica de Yacimientos. Considera un ajuste
previo de la historia y posteriormente realiza un pronostico hasta
un limite económico.
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Sistema de Unidades de Campo
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Sistema Internacional de Unidades
Esta basado en siete “unidades base” que definen siete
cantidades base que son dimensionalmente
independientes
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Sistema Internacional de Unidades
Esta basado en siete “unidades base” que definen siete
cantidades base que son dimensionalmente
independientes
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Obtención de Factores de Conversión
1 año cuanto equivale en seg?
1 año
365 dias
1 año
1 año =
86400 seg
24 hr
1 dia
60 min
1 hr
60 seg
1 min
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Medio Poroso:
Un medio poroso es un sistema compuesto de una parte solida y un
parte vacia, esto es, un volumen poroso que puede estar saturado
con uno o mas fluidos (aceite, gas y agua).
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Medio Continuo:
El entendimiento del flujo de fluidos en medios porosos en el ámbito de
la ingeniería de yacimientos se basa en el concepto de medio continuo.
Este concepto físico considera que sólido y los fluidos contenidos en el
medio poroso (gas-aceite-agua), si existen, están presentes en forma
continua en cualquier escala que se considere, esto es, sin importar el
tamaño del volumen de control considerado.
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Medio Continuo:
En una micro-escala, el medio poroso es heterogéneo
En un punto cualquiera se tiene 100% de
una fase (Fase sólida) y 0% del resto de las
fases (fluidos).
100% Solido
El concepto de medio continuo asume que todas las fases
son continuas dentro de un volumen representativo del
medio poroso (REV), incluido la fase sólida.
Fracción f
Fracción s
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Volumen Representativo
Solo un volumen suficientemente grande será representativo del
medio considerado.
Dominan Efectos
microscópicos
Knut, “Matehmatical Models for Oil Reservoir Simulation”
REV
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Volumen Representativo
Solo un volumen suficientemente grande será representativo del
medio considerado.
Dominan Efectos
microscópicos
Volumen
Representativo
Dominio
Representativo
Heterogeneidades
Grano (solido)
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Porosidad
Este concepto constituye la parte del volumen total de una roca
que no es ocupado por los granos solidos de la roca. Se expresa
en fracción y en porcentaje.
Considerando la conectividad de este volumen: se tiene dos
tipos de porosidad:
Porosidad Absoluta: relación del volumen total que no es roca
(Vp) y el volumen total de la roca (Vb).
Porosidad Efectiva: relación de volumen que no es roca pero
unicamente conectado y el volumen total de la roca.
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Idealización de medios porosos
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Idealización de medios porosos
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Comportamiento de Yacimientos
Idealización de medios porosos
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Comportamiento de Yacimientos
Variación de la porosidad con profundidad
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Variación de compresibilidad con la porosidad
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Porosidad: Distribución Probabilística
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Comportamiento de Yacimientos
Sistema Internacional
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Comportamiento de Yacimientos
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Sistema Internacional (factores de conversión)
Comportamiento de Yacimientos
Sistema Internacional ( Prefijos )
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Comportamiento de Yacimientos
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Permeabilidad
La permeabilidad es una propiedad de la roca. Esta representa
la habilidad del medio poroso para conducir fluidos.
En términos del numero de fases que transporta el medio,
existen dos tipos de permeabilidad:
Permeabilidad Absoluta
Permeabilidad Efectiva
La relación de la permeabilida efectiva entre la permeabilidad
absoluta se le conoce como permeabilidad relativa
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Permeabilidad
En 1856, Darcy investigó el flujo de agua a través de un filtro de
arena para purificarla:
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Permeabilidad Relativa
ko
k ro 
k
1.00
kro @ Swi
0.80
Two-Phase Flow
Region
0.40
Irreducible
Water
Saturation
0.60
Residual Oil
Saturation
Por ejemplo, la permeabilidad
relativa al aceite se define de la
siguiente manera:
Imbibition Relative Permeability
(Water Wet Case)
Relative Permeability (fraction)
Es la relación entre la
permeabilidad efectiva a una
saturación dada y la
permeabilidad absoluta.
Oil
0.20
krw @ Sor
Water
0
0
0.20
0.40
0.60
0.80
Water Saturation (fraction)
1.00
Comportamiento de Yacimientos
Porosidad vs Permeabilidad
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Saturación de Fluidos
La saturación de un fluido en un medio poroso es la
fracción del poro ocupado por ese fluido en particular. En
el caso de yacimientos de hidrocarburos (gas o aceite)
raramente la saturación es del 100 %, debido a la
existencia de agua congénita.
So=Vo/Vp
Sw=Vw/Vp
Sg=Vg/Vp
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Saturación de Fluidos
Si dos fluidos o mas coexisten (i.e.
aceite y agua), su distribución
depende de la mojabilidad de cada
fase con el solido de la formación.
Generalmente, las formaciones
silisiclasticas son preferentemente
mojadas por agua. Las formaciones
carbonatadas
son
preferente
mojadas por aceite o con
mojabilidad intermedia.
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Mojabilidad
La mojabilidad de un sistema roca fluido es una propiedad
capilar. Esta, es la capacidad de un fluido, en la presencia de otro,
de cubrir – extenderse en- la superficie de la roca.
La mojabilidad juega un papel muy importante en la producción
de gas y aceite y no solo determina la distribución inicial de los
fluidos en el yacimiento.
El grado de mojabilidad de los sólidos por algún líquido es
usualmente medido por el angulo de contacto de la interface
líquido-líquido con el sólido.
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Mojabilidad
El ángulo de contacto es usado para medir la mojabilidad . En el
caso de un fluido mojante, el angulo de contacto es menor a 90o
Si el contacto es mayor a 90o , el fluido es referido como nomojante.
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1.0
Relative Permeability, Fraction
Relative Permeability, Fraction
Permeabilidad Relativa: Diferente mojabilidad
0.8
0.6
Oil
0.4
0.2
Water
0
0
20
40
60
80
100
1.0
0.8
0.6
Oil
0.4
Water
0.2
0
0
20
40
60
80
Water Saturation (% PV)
Water Saturation (% PV)
Strongly Water-Wet Rock
Strongly Oil-Wet Rock
100
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Presión de Yacimiento y Distribución de Fluidos
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Presión del Yacimiento
La presión hidrostática de una columna de agua a la profundidad
D, es calculada como:
Donde:
(dp/dz)w
Do
es el gradiente de presión de la fase agua.
es una profundidad arbitraria, i.e. nivel del mar.
Para un gradiente constante:
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Presión del Yacimiento
Si Do es considerada al nivel del mar, se tiene:
Gradientes de presión normales para agua, aceite y gas:
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Presión de Yacimiento
C
B
A
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Saturación
La saturación de un fluido es la fracción del poro ocupado por ese fluido en
particular. En el caso de yacimientos bajosaturados de aceite, raramente la
saturación es del 100 %, debido a la existencia de agua congénita.
La saturación de aceite, en un yacimiento bajosaturado, va del 0% (acuifero) a
(1-Swi) en la cima del yacimiento.