• Author / Uploaded
• Karime Vega

• Categories
• Líquidos
• Mojada
• Depósito de petróleo
• Permeabilidad (Ciencias de la Tierra)
• Tensión superficial

Citation preview

Definición de yacimiento Es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos y que se comporta como un sistema interconectado hidráulicamente. Los hidrocarburos parcialmente ocupan los porosos o huecos de la roca almacenadora y normalmente están a la presión y temperatura debidas a las profundidades a que se encuentran el yacimiento. Algunos yacimientos están asociados a grandes volúmenes de agua denominados acuíferos

La erosión o el intemperismo arrastra hacia El viento y el agua son los medios por los cuales se transportan los abajo los fragmentos de roca

materiales Los materiales erosionados son transportados a las localizaciones más bajas

Depositación

donde los granos son depositados como dunas o en mares y lagos

Montañas Sedim La historia de las rocas sedimentarias comienza con los procesos de intemperismo. Ya que los productos del intemperismo químico y mecánico constituyen la materia prima de las rocas sedimentarias. Los ríos y el viento desplazan los sedimentos a nuevas localizaciones y se depositan como arena, grava o fango. Para la formación de un yacimiento de aceite y/o gas natural se requieren las siguientes condiciones

Rocas generadoras Rocas almacenadoras Rocas sello Conocimiento del yacimiento: Área, espesor, Presión, Temperatura, Fuerzas o empujes, Mineralogía, Volumen original de hidrocarburos (Aceite y gas). Propiedades de la roca, (Porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos) y su relación con los fluidos que contiene (aceite y gas). Propiedades físicas de los fluidos contenidos, (presión, volumen, temperatura). Desarrollo de los campos petroleros: Predecir el comportamiento primario de los yacimientos considerando diversos esquemas de explotación, así como el aspecto económico. Estimar las reservas de aceite y gas. Efectuar estudios de procesos de recuperación secundaria y mejorada Área Espesor Porosidad Permeabilidad Saturación de fluidos Temperatura Fuerzas o empujes Mineralogía

Yacimiento 1

Características

Porosidad Es la medida del espacio poroso de una roca donde se almacenaran los fluidos. La porosidad se estima en fracción, pero es muy común expresarla en por ciento, y se calcula con la expresión:

∅=

𝑉𝑝 𝑉𝑏

Donde:

Ø = porosidad total

Vp = volumen poroso

Vb = volumen total de roca

Se clasifica en Porosidad absoluta o total considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como los comunicados; y en Porosidad efectiva, considera el volumen poroso sólo de los poros comunicados. La porosidad puede ser clasificada de acuerdo a su origen como porosidad primaria y secundaria. La primera se desarrolla durante la depositación de los sedimentos, después la compactación y cementación reduce la porosidad original. La segunda se desarrollada por algunos procesos geológicos subsecuentes a la depositación, tales como diagénesis, fracturamiento, disolución (vúgulos) Altos valores de porosidad indican alta capacidad para contener fluidos, bajos valores de porosidad indican lo contrario Mediciones de la porosidad: Los datos de porosidad son obtenidos de mediciones directas de muestras de núcleos y/o indirectamente de registros de pozos. En la mayoría de los casos, los datos de porosidad obtenidos de núcleos son usados para validar o calibrar los datos de porosidad de los registros geofísicos de pozos. Los datos de porosidad son rutinariamente usados cuantitativa y cualitativamente para evaluar y estimar el volumen potencial de hidrocarburos contenidos en un yacimiento. La porosidad varía normalmente en los yacimientos entre 5 y 30 por ciento. Ejemplo 1 Volumen de poros Las dimensiones de una muestra cilíndrica son 10.0 cm de longitud y 8 cm de diámetro. Las esferas son de 0.8 cm de radio y hay 180 dentro del cilindro. Estimar el volumen de vacío en el núcleo

𝑉𝑝 ∅= 𝑉𝑏 3

Volumen bruto, Vb (volumen total del vaso)

8.0 𝑉𝑏 = 𝐴 ∗ ℎ = 3.141592 ∗ 2

2

∗ 10.0 = 502.65 𝑐𝑚

3

Volumen total de una canica

𝑉𝑐 =

4 4 𝜋 ∗ 𝑟 3 = ∗ 3.141592 ∗ 0.8 3 3

3

= 2.15 𝑐𝑚3

∅=

Volumen de solidos, Vs (volumen total de todas las canicas)

115.65 𝑐𝑚

502.65 𝑐𝑚3

= 0.23

𝑉𝑠 = 180 ∗ 2.15 = 387.0 𝑐𝑚3 Volumen de poros, Vp (volumen total de espacios vacíos)

∅ = 23.0 %

𝑉𝑝 = 𝑉𝑏 − 𝑉𝑠

𝑉𝑏 = 𝑉𝑠 + 𝑉𝑝

𝑉𝑝 = 502.65 𝑐𝑚3 − 387.00 𝑐𝑚3 = 115.65 𝑐𝑚3 Ejemplo 2. Calculo de la porosidad Las dimensiones del tabique son 12 cm de ancho, 25 cm de largo y 6 cm de altura, se peso es de 500 gr cuando esta seco y 3.

1,004 gr con esta lleno de agua (100 por ciento saturado de agua) que tiene una densidad de 1.0 gr/cm .

𝑉𝑏 = 𝐴 ∗ ℎ = 12 ∗ 25 ∗ 6 = 1,800 𝑐𝑚3 𝑚𝑎 𝑉𝑏 = 𝑉𝑔 + 𝑉𝑎 𝑚𝑎 𝜌𝑎 = 𝑉𝑎 = 𝑉𝑎 𝜌𝑎 1,004 − 500 3 𝑉𝑎 = = 504 𝑐𝑚 1

𝑆𝑖 𝑉𝑎 = 𝑉𝑝

2

∅ = 28.0 %

𝑚𝑎 = 𝑚𝑔+𝑎 − 𝑚𝑔

𝑉𝑎 =

𝑚𝑔+𝑎 − 𝑚𝑔 𝜌𝑎

𝑉𝑝 504 𝑐𝑚3 ∅= = = 0.28 𝑉𝑏 1,800 𝑐𝑚3

Ejemplo 3. Calculo de la porosidad en un nucleo Las dimensiones de núcleo cilíndrico son 10.16 cm de longitud y 3.81 cm de diámetro, después de que éste fue limpiado y secado. La muestra del núcleo seco tiene un peso de 365 gr. Después la muestra de núcleo 3 fue saturada 100 por ciento con agua salada que tiene una densidad de 1.04 gr/cm y ahora pesa 390 gr. Calcula la porosidad de la muestra del núcleo. 3.81 2 𝑉𝑏 = 𝐴 ∗ ℎ = 3.141592 ∗ ∗ 10.16 = 115.8333 𝑐𝑚3 2 𝑉𝑏 = 𝑉𝑔 + 𝑉𝑎 𝑚𝑎 390 − 365 𝜌𝑎 = 𝑉𝑎 𝑉𝑎 = = 24.0385 𝑐𝑚3 1.04 𝑚𝑎 𝑉𝑎 = 𝜌𝑎 𝑚𝑎 = 𝑚𝑔+𝑎 − 𝑚𝑔

𝑆𝑖 𝑉𝑎 = 𝑉𝑝 ∅=

𝑉𝑝 24.0385 𝑐𝑚3 = = 0.2075 𝑉𝑏 115.8333 𝑐𝑚3

∅ = 20.75 %

𝑚𝑔+𝑎 − 𝑚𝑔 𝜌𝑎 En la practica, la manera más común de obtener los datos de porosidad, de manera indirecta, es mediante la interpretación de registros geofísicos, tales como el registro sónico de porosidad, neutrón compensado, entre otros. Ejemplo 4 Calculo del volumen de poros (Registros geofísicos) Las dimensiones de un núcleo cilíndrico son 100 cm de longitud y 10 cm de diámetro, en el cual se estimo una porosidad efectiva de 8 por ciento. Estimar el volumen de poros en la muestra. 𝑉𝑎 =

𝑉𝑏 = 𝐴 ∗ ℎ = 3.141592 ∗

∅=

𝑉𝑝 𝑉𝑏

𝑉𝑝 = 7,853.98 𝑐𝑚3 ∗

10.0 2

2

∗ 100.0 = 7,853.98 𝑐𝑚3

𝑉𝑝 = 𝑉𝑏 ∗ ∅ 8 = 628.3184 𝑐𝑚3 100

Saturación: La saturación de un fluido en un medio poroso es una medida del volumen de fluidos en el espacio poroso de una roca, a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra en el yacimiento. En yacimientos petroleros, los fluidos son usualmente agua e hidrocarburos. Los volúmenes de agua e hidrocarburos en el volumen poroso del yacimiento son llamados como saturaciones, se estiman en fracción, pero es muy común expresarla en por ciento, y se calcula con la expresión siguiente: 𝑉𝑓 Donde: Sf = saturación del fluido Vf = Volumen del fluido Vp = Volumen poroso 𝑆𝑓 = 𝑉𝑝

Ejemplo 5. Estimar la saturación de agua (Sw) Si se considera que el volumen poroso estará ocupado sólo por agua, ¿cual es la saturación de agua en el vaso ? 115.65 𝑐𝑚3 𝑉𝑤 𝑆𝑤 = =1 𝑆𝑤 = 100 % 𝑆𝑤 = 𝑉𝑝 == 115.65 𝑐𝑚3 115.65 𝑐𝑚3 𝑉𝑝 Ejemplo 6. Estimar la saturación de aceite (So) Si se considera que el volumen poroso estará ocupado sólo por aceite, ¿cual es la saturación de aceite en el vaso? 𝑉𝑜 115.65 𝑐𝑚3 𝑆𝑜 = 𝑆𝑜 = 100 % 𝑆 = =1 𝑉𝑝 == 115.65 𝑐𝑚3 𝑜 𝑉𝑝 115.65 𝑐𝑚3

3

Ejemplo 7. Estimar la saturación de agua y aceite Si se considera que el volumen poroso estará ocupado por la mitad de agua y la mitad de aceite, ¿cual es la saturación agua y aceite en el vaso? 𝑉𝑝 == 115.65 𝑐𝑚3 57.825 𝑐𝑚3 𝑉𝑤 𝑆 = = 0.5 𝑆𝑤 = 50 % 𝑤 𝑆𝑤 = 115.65 𝑐𝑚3 𝑉𝑝 57.825 𝑐𝑚3 𝑉𝑜 𝑆𝑜 = 50 % 𝑆𝑜 = 115.65 𝑐𝑚3 = 0.5 𝑆𝑜 = 𝑉𝑝 En la practica, la manera más común de obtener los datos de porosidad y saturación de agua de manera indirecta, es mediante la interpretación de registros geofísicos, tales como el registro sónico de porosidad, neutrón compensado, entre otros. 𝑉𝑜 = 𝑉𝑝 ∗ 1 − 𝑆𝑤 Ejemplo 8 Volumen de agua y aceite Las dimensiones de un núcleo cilíndrico son 100 cm de longitud y 10 cm de diámetro, en el cual se estimo una porosidad efectiva de 8 por ciento y una saturación de agua de 15 por ciento. Si sólo existen agua y aceite en el núcleo estimar los volumen de agua y aceite existentes. 10.0 𝑉𝑏 = 𝐴 ∗ ℎ = 3.141592 ∗ 2 𝑉𝑝 𝑉𝑝 = 𝑉𝑏 ∗ ∅ ∅= 𝑉𝑏 𝑆𝑤 =

𝑉𝑤 𝑉𝑝

𝑉𝑤 = 𝑉𝑝 ∗ 𝑆𝑤

𝑉𝑤 = 628.3184 𝑐𝑚3 ∗

2

∗ 100.0 = 7,853.98 𝑐𝑚3 𝑉𝑝 = 7,853.98 𝑐𝑚3 ∗

𝑆𝑜 =

𝑉𝑜 𝑉𝑝

15 = 94.25 𝑐𝑚3 100

8 = 628.3184 𝑐𝑚3 100

𝑉𝑜 = 𝑉𝑝 ∗ 𝑆𝑜

𝑉𝑜 = 628.3184 𝑐𝑚3 ∗

85 = 534.07 𝑐𝑚3 100

Saturaciones de fluidos: La saturación de agua en la roca del yacimiento, es la fracción del volumen poroso ocupado por el agua, mientras que la saturación de hidrocarburos en el yacimiento es la fracción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos. La suma de saturaciones agua e hidrocarburos en el yacimiento es igual a la unidad. Esta relación puede ser expresada simplemente como: 𝑆ℎ + 𝑆𝑤 = 1 Donde: Sh = saturación de hidrocarburos Sw = saturación de agua. Sí los hidrocarburos en el yacimiento son aceite y gas, la ecuación anterior puede escribirse como: 𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1 So = Saturación de aceite Sg = Saturación de gas Sw: Saturación de agua La presencia de baja saturación de agua en un yacimiento indica la presencia de alta saturación de hidrocarburos. Inversamente, alta saturación de agua indica baja saturación de hidrocarburos. Saturación inicial:Será aquella a la cual es descubierto el yacimiento en el caso del agua, también se le denomina saturación del agua congénita y es el resultado de los medios acuosos donde se forman los hidrocarburos, dependiendo Swi = Saturación inicial de agua de su valor el agua congénita podrá tener movimiento o no. 𝑉𝑤 Soi = Saturación inicial de aceite 𝑆𝑤𝑖 = 𝑉 𝑜 𝑉𝑝 Vw = Volumen de agua 𝑆𝑜𝑖 = 𝑉𝑝 Vo = Volumen de aceite 𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1 Vp = Volumen poroso

Saturación residual: Es aquella que se tiene después de un periodo de explotación en una zona determinada, dependiendo del movimiento de fluidos, los procesos a los cuales se esta sometiendo el yacimiento y el tiempo 𝑆𝑜𝑟 =

4

𝑉𝑜 𝑉𝑝

Sor = Saturación inicial de aceite Vo = Volumen de aceite Vp = Volumen poroso

Saturación Critica: Sera aquella a la que el fluido inicia su movimiento dentro de un medio poroso. En un yacimiento , el agua está presente bajo dos formas principales: agua libre y agua intersticial. El agua libre es el agua que ocupa los poros del yacimiento que no están ocupados por hidrocarburos. Puede ponerse en movimiento muy fácilmente y moverse hacia los puntos de baja presión Ejemplo 9 Volumen original de aceite @ c.y. Estimar el volumen poroso y el volumen de aceite en barriles que existen un yacimiento de 5 km de ancho, 10 km de largo y un espesor neto de 100 metros, una porosidad promedio de 18 por ciento y una saturación promedio de agua de 15 por ciento. En el yacimiento sólo existen las fases de aceite y agua. 𝑉𝑜 = 𝑉𝑝 ∗ 1 − 𝑆𝑤 𝑉𝑏 = 𝐴 ∗ ℎ = 5𝑥103 𝑚 ∗ 10𝑥103 𝑚 ∗ 100𝑚 = 5,000𝑥106 𝑚3

𝑉𝑝 = 5,000𝑥106 𝑚3 ∗ 0.18 = 900𝑥106 𝑚3

1𝑚3 = 6.2898 𝑏𝑙

𝑉𝑜 = 900𝑥106 𝑚3 ∗ 1 − 0.15 = 765𝑥106 𝑚3

6.2898 𝑏𝑙 = 4,811.697 𝑥106 𝑏𝑙 𝑚3 𝑉𝑜 = 4,811.697 𝑚𝑚𝑏𝑙 Estimación de la porosidad y saturación de agua ponderada: Los valores de porosidad y saturación de agua en nuestras formaciones no son los mismos en todos los puntos, dado que los sedimentos tienen diferente forma y tamaño dependiendo el medio en el que fueron depositados y la energía de dicho medio, por lo anterior en nuestro yacimiento tendremos diferentes valores de porosidad y saturación de agua. Los valores de porosidad y saturación de agua obtenidos de los registros geofísicos deben ponderarse con respecto al espesor para definir los valores medios de la formación. 𝑉𝑜 = 765𝑥106 𝑚3

Ejemplo 10. Volumen original de hidrocarburos @ c.y. Estimar el volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento ∆𝑥 = 5 𝑚 ∆𝑦 = 5 𝑚 𝑉𝑜 = 𝑁𝐵𝑜𝑖 = 𝐴ℎ∅ 1 − 𝑆𝑤

𝑛

𝑁𝐵𝑜𝑖 =

𝐴𝑗 ℎ𝑗 ∅𝑗 1 − 𝑆𝑤𝑗 𝑗=1

∆𝑧 = 3 𝑚

𝑞 = 𝑘𝐴

ℎ1 − ℎ2 𝑙

∅ = 20 % Sw = 15 %

𝑞 ℎ1 − ℎ2 =𝑘 𝐴 𝑙

𝑣=𝑘

𝑃1 − 𝑃2 𝑙

PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS: Permeabilidad: denotada por k, es una propiedad del medio poroso y es una medida de la capacidad del medio poroso de permitir el paso de un fluido a través de ella. Permeabilidad absoluta: es una propiedad del medio poroso de permitir el paso de un fluido a través de ella, cuando se encuentra saturada al cien por ciento de un fluido La ecuación que determina la permeabilidad se conoce como Ley de Darcy y fue definida a mediados del siglo XIX por Henry Darcy, quien trabajando con el sistema de purificación de agua, investigó el flujo del agua a través de filtros de arena. Darcy realizó una serie de observaciones hasta llegar a la ecuación siguiente. Donde q, es el gasto de flujo en cm3/seg, l longitud del filtro de arena en cm, A es área transversal en cm2; h1 y h2, las alturas en cm alcanzadas por el agua en los manómetros colocados a la entrada y salida del filtro y k la constante de proporcionalidad que depende de las características de la arena 5

Flujo Lineal: Muskat mostró que la ecuación de Darcy podía ser extendida a otros fluidos siempre y cuando no reaccionaran con el medio poroso y, en este caso, la constante de proporcionalidad se podía escribir como k/m, donde m es la viscosidad del fluido y k es la permeabilidad, una propiedad que sólo depende de la roca. En este sentido, si se considera el flujo de un fluido incompresible en un sistema lineal horizontal como el mostrado en la figura, al aplicar la ecuación de Darcy se obtiene: 𝑞 𝑘 𝑑𝑃 𝑣= = 𝑘 ∆𝑃 𝐴 𝜇 𝑑𝐿 𝑞 = −𝐴 𝜇 ∆𝐿

Donde, v es la velocidad del fluido a través de la arena en cm/seg; q el gasto de flujo en cm3/seg. L longitud del filtro de arena en cm, A es área transversal en cm2, presión en atmosferas Para flujo lineal si la distancia se mide positivamente en la dirección del flujo, entonces el gradiente de presión o la diferencia de presión será negativo en la misma dirección, ya que los fluidos se mueven desde la presión más alta a la más baja. Cuando se conoce la geometría del sistema a través del cual se mueve el fluido en un sistema lineal como el que se muestra en la figura, la ecuación de flujo de Darcy se resuelve de la siguiente manera: 𝑃2 𝑘 𝑑𝑃 𝐿 𝑘 𝑃2 − 𝑃1 𝑞 = −𝐴 𝑘 𝑞 = −𝐴 𝜇 𝑑𝐿 𝜇 𝐿 𝑞 ∫ 𝑑𝐿 = −𝐴 ∫ 𝑑𝑃 𝜇 0

𝑃1

Para flujo lineal si la distancia se mide positivamente en la dirección del flujo, entonces el gradiente de presión o la diferencia de presión será negativo en la misma dirección, ya que los fluidos se mueven desde la presión más alta a la más baja. FLUJO RADIAL: En este sentido, si se considera el flujo de un fluido incompresible en un sistema radial como el mostrado en la figura, al aplicar la ecuación de Darcy se obtiene: 𝑟𝑒

𝑟𝑤

Flujo

𝑣=

𝑞 𝑘 𝑑𝑃 = 𝐴 𝜇 𝑑𝑟

Donde, v es la velocidad del fluido a través de la arena en cm/seg; q el gasto de flujo en cm3/seg. r radio del filtro de arena en cm, h espesor de la arena en cm, P presión en atmosferas. Para flujo radial si la producción o el flujo del yacimiento hacia el pozo se tomo como positivo, entonces, como el radio se mide de positivo en la dirección opuesta al flujo dp/dr es positivo

Como se menciono anteriormente, la ecuación de Darcy puede expandirse para describir el flujo en cualquier medio poroso donde la geometría del sistema sea fácil de integrar. La figura muestra el flujo radial que ocurre en la vecindad del pozo productor. 𝑟𝑒

𝑃𝑒

𝑘 𝑞 ∫ 𝑑𝑟 = 𝐴 ∫ 𝑑𝑃 𝜇 𝑟𝑤

𝑞=

𝑃𝑤𝑓

2𝜋𝑘ℎ 𝑃𝑒 − 𝑃𝑤𝑓 𝜇𝑙𝑛 𝑟𝑒 /𝑟𝑤

re, radio del drene en cm, rw, radio del pozo en cm, Pe presión ,En radio de drene en atmosferas, pwf, presión de flujo en el fondo del pozo en atmosferas. Para flujo radial si la producción o el flujo del yacimiento hacia el pozo se tomo como positivo, entonces, como el radio se mide de positivo en la dirección opuesta al flujo dp/dr es positivo PERMEABILIDAD ABSOLUTA: 1 darcy 𝑞 ∆𝑙 𝑘= 𝜇 𝐴 ∆𝑝 𝑘𝐴 ∆𝑝 𝑞 = 𝜇 ∆𝑙 6

𝑞=

1 𝑐𝑚3 𝑠𝑒𝑔

∆𝑙 = 1𝑐𝑚

𝐴 = 1𝑐𝑚2 ∆𝑝 = 1𝑎𝑡𝑚 𝜇 = 1 𝑐𝑝

q = gasto del fluido A = área expuesta al flujo del fluido  = viscosidad del fluido ∆𝑙 = Longitud de la roca (núcleo) ∆𝑝 = caída de presión (diferencial de presión)

Determinar la permeabilidad absoluta al agua en un núcleo de 3 cm de longitud y 2 cm2 de área expuesta al flujo donde se hace pasar un gasto de 0.5 cm3/seg, y una caída de presión de 2 atmosferas. Datos: 2

A = 2.0 cm L = 3.0 cm µ = 1 cp 3 q = 0.5 cm /seg ∆P = 2.0 Atm

𝑞 ∆𝑙 𝜇 𝐴 ∆𝑝

𝑞 𝑘 ∆𝑝 = 𝐴 𝜇 ∆𝑙 0.5 0.375 2.0 0.5 3.0 𝑘 = 2.0 1.0 2.0 = 0.375 darcy 𝑣= = = 0.25 𝑐𝑚/𝑠𝑒𝑔 2.0 1.0 3.0

𝑘=

𝑣=

Determinar la permeabilidad absoluta al aceite en un núcleo de 3 cm de longitud y 2 cm2 de área expuesta al flujo donde se hace pasar un gasto de 0.1667cm3/seg, y una caída de presión de 2 atmosferas. Datos: A = 2.0 cm L = 3.0 cm µ = 3 cp

2

𝑘= 3

𝑞 ∆𝑙 𝜇 𝐴 ∆𝑝

𝑘=

0.1667

3.0

3.0

= 0.375 darcy

𝑣=

0.1667 0.375 2.0 = = 0.083 𝑐𝑚/𝑠𝑒𝑔 2.0 3.0 3.0

2.0 2.0 q = 0.1667 cm /seg ∆P = 2.0 Atm De lo anterior se observa qué la permeabilidad absoluta es la misma con cualquier liquido que no reaccione con el material de la roca y que lo sature 100 por ciento. Sin embargo, esto no ocurre con los gases debido al efecto de «resbalamiento de Klinkerberg)

1 darcy 𝑘=

𝑞 ∆𝑙 𝜇 𝐴 ∆𝑝

𝑞 =

𝑘𝐴 ∆𝑝 𝜇 ∆𝑙

A través de un núcleo de arena limpia de 1.2 cm de radio y 8.0 cm de longitud, se hace fluir 3 agua salada (salmuera) de una viscosidad 1.03 cp a un gasto de 0.75 cm /seg, con una diferencial de presión de 2.4 atmosferas. Calcular la permeabilidad absoluta y estimar gasto de aceite si el núcleo estuviera 100 por ciento saturado del mismo, con una viscosidad del aceite es 3cp.

Datos: 2 A = 4.5 cm L = 8.0 cm µ = 1.03 cp 3 q = 0.75 cm /seg ∆P = 2.4 Atm

7

𝑘=

0.75 4.5

8.0

1.03 2.4 = 0.572 darcy

A ( cm2 ) L ( cm ) µw ( cp ) qw ( cm3/seg ) ∆P ( Atm ) µo ( cp )

K (Darcy) qw ( cm3/seg )

*Tarea 4 y dibujos de los diagramas de flujo Permeabilidad efectiva En los yacimientos de hidrocarburos, las rocas están saturadas con dos o más fluidos. Por lo tanto el concepto de permeabilidad absoluta debe modificarse para describir el comportamiento de flujo cuando más de un fluido esta presente en el yacimiento. Cuando un núcleo esta saturado por dos fluidos y ambas saturaciones se mantienen constantes a través del flujo, la medida de permeabilidad del fluido que fluye estará por debajo de la medida que se obtendría si el núcleo estuviese 100 por ciento saturado por este fluido. A medida que la saturación de una fase disminuye, la permeabilidad a esa fase también disminuye. A esta permeabilidad se le conoce como permeabilidad efectiva. Es importante señalar que una característica de las permeabilidades efectivas de múltiples fases es que la suma de ellas siempre es menor o igual a la permeabilidad absoluta.

𝑘𝑜 + 𝑘𝑔 + 𝑘𝑤 ≤ 𝑘 Permeabilidad efectiva al aceite

𝑞𝑜 ∆𝑙 𝜇𝑜 𝐴 ∆𝑝

𝑞𝑤 ∆𝑙 𝜇 𝐴 𝑤 ∆𝑝

𝑘𝑔 =

Permeabilidad efectiva

0.350

Ko (darcy)

𝑘𝑤 =

0.35

0.300

0.3

0.250

0.25

0.200

A

B

0.2

C

0.150

𝑞𝑔 ∆𝑙 𝜇𝑔 𝐴 ∆𝑝

0.15

0.100

0.1

0.050

0.05

0.000

En la región A sólo fluye aceite Krw (darcy)

𝑘𝑜 =

Permeabilidad efectiva al gas

Permeabilidad efectiva al agua

En la región B fluyen simultáneamente aceite y agua En la región C solo fluye agua

0 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 Sw

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Permeabilidad relativa Las permeabilidades efectivas se miden normalmente en el laboratorio en pequeñas muestras de núcleos y usualmente los datos son reportados como permeabilidades relativas. La permeabilidad relativa se define como la relación de la permeabilidad efectiva de un fluido a una determinada saturación con respecto a la permeabilidad absoluta (a una saturación de 100 por ciento) Como la permeabilidad absoluta (k) es una constante en el medio poroso, la permeabilidad relativa varía con la saturación del fluido en la misma forma que la permeabilidad efectiva

Permeabilidad relativa al aceite

Permeabilidad relativa al agua

𝑘𝑟𝑤

𝑘𝑤 = 𝑘

Permeabilidad efectiva al gas

𝑘𝑟𝑔 = 8

𝑘𝑔 𝑘

1

0.9

0.9

0.8

0.8

0.7

0.7

0.6

0.6

0.5

0.5

0.4

0.4

0.3

0.3

0.2

0.2

0.1

0.1

0.0

0 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5 Sw

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Krw

𝑘𝑜 = 𝑘 Kro

𝑘𝑟𝑜

Permeabilidad relativa

1.0

* En los yacimientos petroleros siempre dos o tres fluidos están presentes, por lo tanto, las definiciones básicas deben ser modificadas y adicionar otras para complementar la clasificación de las propiedades de un yacimiento petrolero La existencia simultanea de dos o mas fluidos en un medio poroso requiere que términos como tensión superficial o interfacial, mojabilidad y presión capilar sean definidas *Fuerzas que actúan en el yacimiento Las fuerzan naturales que retienen los hidrocarburos en el yacimiento, que también lo desplazan son: inercia, atracción gravitacional, atracción magnética, atracción eléctrica, presión, tensión superficial, tensión interfacial y presión capilar Tensión superficial o interfacial Es el resultado de los efectos moleculares por los cuales se forma una interface que separa dos líquidos. Si t=0 se dice que los fluidos son miscibles entre si, como el agua y el alcohol. Un ejemplo de un fluido inmiscible es el agua y el aceite. En el caso de una interface gas-liquido, se le llama tensión superficial En las regiones limítrofes entre dos fluidos inmiscibles siempre existirá un desbalance de fuerzas moleculares en la interfase, cuyo resultado neto es una tendencia a reducir el área de contacto. Cuando estos dos fluidos son líquido y gas, se utiliza el término tensión superficial para definir fuerzas; y, cuando son dos líquidos, se denomina tensión interfacial. Las superficies de los líquidos están recubiertas usualmente con una membrana que actúa como una película delgada que se resiste a romperse a pesar de los pequeños esfuerzos a los que está sometida. Esto es debido a que las moléculas dentro del sistema se atraen unas a otras en proporción directa al producto de sus masas e inversamente proporcional al cuadrado de las distancia entre ellas. La tensión interfacial o superficial definida por , tiene unidades de fuerza por unidad de longitud, es decir, dina/cm. La tensión superficial entre la fase líquida y su vapor depende fundamentalmente de la presión, temperatura y composición de las fases.

𝜎

Consideracion: Considérense por ejemplos los dos fluidos inmiscibles: aire (o gas) y agua (o petróleo), que se muestran esquemáticamente en la figura. Las fuerzas de atracción que existen entre las moléculas del líquido son de diferente magnitud, dependiendo de la zona del líquido considerada. Una molécula de líquido, situada lejos de la interfase, está rodeada por otras moléculas y es atraída en todas direcciones con la misma intensidad y, por tanto, su movimiento no tiende a ser afectado por ellas, siendo la fuerza de atracción resultante cero. Por el contrario, las moléculas localizadas en la interfase, están sometidas a las fuerzas de atracción ejercidas tanto por las moléculas de aire ubicadas inmediatamente encima de la interfase, como por las de líquido que están debajo, las cuales ejercen su fuerza de atracción hacia el líquido, por lo que existe un desbalance de fuerzas moleculares: una tiende a bajar las moléculas y a que se mantengan dentro del líquido , mientras que las otras actúan en la superficie reduciendo su área a un mínimo, dando .

Mojabilidad

Se conoce con el nombre de mojabilidad, a la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible. Como se muestra en la figura se han colocado pequeñas gotas liquidas de mercurio, petróleo y agua sobre una superficie solida. La gota de mercurio retiene su forma esférica, la gota de petróleo desarrollo una forma semi-esférica y la gota de agua tiende a esparcirse sobre la superficie. La tendencia de un líquido para expandirse sobre la superficie de un solido es un indicativo de las La mojabilidad es una propiedad importante, ya que características de mojabilidad de un líquido sobre un solido. Esta afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento tendencia a expandirse puede ser expresada más convenientemente de las rocas yacimiento, pues debido a las fuerzas de por mediciones del ángulo de contacto en la superficie líquidoatracción, la fase mojante tiende a ocupar los poros sólido. Este ángulo, el cual es siempre medido a través del liquido a más pequeños de la roca y la fase no mojante los el sólido, es llamado ángulo de contacto θ. poros más grandes. Air Mercuri Así, en el caso de yacimientos petroleros, la superficie sólida es la roca y los fluidos son agua, petróleo y el Fuerzas capilares Aceit gas. Agu

9

Plato de vidrio

Una de las formas más simples para medir la tensión de superficie de un liquido es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la figura. Como se observa, cuando un tubo capilar de radio r se coloca en un recipiente abierto que contiene agua, la combinación de la tensión superficial y la mojabilidad del tubo hacia el agua, es decir, las diferentes fuerzas que actúan a través de la curvatura del menisco, causarán que el agua se eleve en el capilar a una cierta altura h, por encima del nivel del agua. 𝐹𝑢𝑝 = 2𝜋𝑟𝜎𝐶𝑜𝑠𝜃

𝜃𝜎

En condiciones estáticas, la fuerza que generará la tensión superficial se balanceará con la fuerza de gravedad que actúa sobre la columna de fluido; es decir, el agua se elevará en el tubo hasta que la fuerza que empuja el líquido hacia arriba sea balanceada por la columna de líquido que esta formándose en el tubo. Si r es el radio del capilar, la fuerza total ejercida hacia arriba que sostiene la columna de líquido, es igual a la fuerza por unidad de longitud por la longitud total de la superficie, es decir. 𝐹 𝑎𝑟𝑟𝑖𝑏𝑎 = 𝐹𝑢𝑝 = 2𝜋𝑟𝜎𝐶𝑜𝑠𝜃

𝐹𝑢𝑝

𝐹𝑑𝑜𝑤𝑛

𝐹𝑑𝑜𝑤𝑛 = 𝜌𝑔𝜋𝑟 2 ℎ

10

ESTIMACION DE LA PRESION CAPILAR: Una forma de encontrar la Pc en una muestra de roca del yacimiento es determinado la presión que se debe aplicar a un fluido no mojante para alcanzar una cierta saturación de este fluido; a cada S corresponde una Pc y viceversa, es decir, Pc=Pc (S). Si la abertura mayor del medio poroso se considera circular, de radio r, la presión necesaria para forzar la entrada del fluido no mojante es Pc=𝟐𝝈𝑪𝒐𝒔𝜽/𝒓 ; esta es la mínima presión a la cual dicho fluido inicia su entrada a la muestra. Solamente aplicando una presión mayor el fluido entrará a los poros más pequeños. El efecto de presión capilar se presenta esquemáticamente para un medio poroso

Elevación del nivel de agua en el medio poroso debido a la presión capilar

Sw=0

De acuerdo a lo anterior, si los capilares de una muestra son muy uniformes, no se requerirá de mayor presión para saturarla de fluido no mojante y la curva de Pc vs S será plana hasta valores de S cercanos a la saturación irreduictible como se muesyta en la curva 1. Las otras curvas 2 y 3 corresponden a medios con poros de tamaños no uniformes.

So=0

Pc = Pnm – Pm Esto es, el exceso de presión en la fase no mojante es la presión capilar, y esta cantidad es función de la saturación

11

Fenómeno de histéresis En general, los espacios porosos de las rocas del yacimiento, originalmente se llenan con agua y, después, a medida que los hidrocarburos se mueven hacia el yacimiento, estos desplazan parte del agua hasta una saturación residual (congénita), que es originalmente como encontramos los yacimientos de hidrocarburos. Los experimentos de laboratorio estas diseñados para duplicar la historia de saturación del yacimiento, así, el proceso para generar la curva de presión capilar con el desplazamiento de la fase mojante (agua) por la fase no mojante (hidrocarburos) se denomina proceso de drene, el cual establece las saturaciones de fluidos que se encuentran cuando se descubre un yacimiento. El otro proceso importe de flujo consiste en el reverso del anterior, es decir, se desplaza la fase no mojante por la fase mojante. Este desplazamiento se denomina proceso de imbibición. El proceso de saturar y desaturar un núcleo con una fase no mojante se conoce como histéresis capilar

Las presión capilar de drene e imbibición en función de la saturación no son las mismas.

12

Yacimientos de gas Gas seco Gas húmedo Gas y condensado Yacimientos de aceite Ligero Mediano Pesado Extrapesado Bitumen PROPIEDADES DE LA ROCA: Se estiman propiedades de la roca para los modelos de simulación de flujo -Se construye la curva de presión capilar de acuerdo a las saturaciones de agua obtenidas a partir de registros o de datos de laboratorio -Se establecen las saturaciones inicial y residual de aceite al desplazamiento de agua (Sorw), la saturación de aceite residual en presencia de gas (Sorg) y la saturación de agua irreductible (Swi)

CARACTERIZACION DE YAC. MODELO PETROFISICO Estimación de parámetros petrofísicos de la roca: Porosidad Saturación de aceite, gas y agua Permeabilidad Contenido de arcilla Espesores brutos y netos Resistividad de la roca Determinación de contactos agua-aceite, agua-gas y gas-aceite Litología Mineralogía Pruebas especiales de núcleos Mojabilidad Presiones capilares Permeabilidades relativas Calibración de parámetros petrofísicos con núcleos Porosidad Permeabilidad Exponente de cementación Propiedades eléctricas Litología Granulometría

CARACTERIZACION DE FLUIDOS • Propiedades de los hidrocarburos • Los reportes de análisis PresiónVolumen-Temperatura (PVT) de muestras de fluidos se revisan para determinar la consistencia y la calidad de los datos , así como para seleccionar el más representativo del yacimiento. • A través de una ecuación de estado se caracteriza el fluido y se estima la variación de su composición tanto areal como verticalmente, separándose incluso los componentes como el N2, C1 y CO2 de la mezcla original, para ser utilizados en procesos de recuperación mejorada. • Propiedades del agua • Las propiedades del agua se correlacionan a partir de datos de salinidad y del total de sólidos disueltos.

13

análisis de las pruebas de presion El análisis de las pruebas de incremento/decremento de presión se realiza para obtener, entre otros, los siguientes parámetros para el modelado dinámico del yacimiento: • • •

Permeabilidad del yacimiento (k) Factor de daño de la formación (S) Presión estática del yacimiento (pws)

• •

Geometría del yacimiento Factores omega (Ω) y lambda (l) para la determinación del tamaño de bloque de la matriz rocosa en yacimientos naturalmente fracturados

MECANISMOS DE EMPUJE: -Las formas de energía para transportar los hidrocarburos del yacimiento a la superficie se denominan empujes. Los empujes se clasifican en naturales y artificiales -Como principales empujes naturales tenemos la expansión del sistema roca – fluidos, la entrada de agua de un acuífero adyacente, empuje por casquete de gas y por drene gravitacional en el yacimiento -Los empujes artificiales son energía externa proporcionada al yacimiento por la inyección de fluidos al mismo (inyección de agua, vapor, nitrógeno, gas, calor) BALANCE DE MATERIA El balance volumétrico de hidrocarburos permite estimar características del yacimiento -Volumen original de hidrocarburos -Estimación de reservas remanentes de hidrocarburos -Predicción de la presión del yacimiento para los diferentes volúmenes de producción acumulada (Np) -Determinación de los diferentes tipos de empuje del yacimiento -Tipo y dimensiones del acuífero asociado al yacimiento -Pronósticos de producción ANALISIS DEL COMPORTAMIENTO PRESION-PRODUCCION El análisis incluye la preparación de la información relacionada a la operación del campo -Estados mecánicos, terminación y reparación de pozos, fracturamientos hidráulicos y estimulaciones -Datos de producción por pozo de aceite, gas y agua -Historias de presión por pozo estática, fluyendo, en cabeza y en los separadores. -Análisis de pruebas de registros de producción (medidor de flujo continuo, temperatura, TDT) con el fin de determinar la posición original del contacto de fluidos. SIMULACION DE YACIMIENTOS Se realizan las siguientes etapas: -Inicialización del modelo de simulación de flujo para establecer la distribución de presión y saturación de fluidos antes del inicio de la explotación -Ajuste de la historia de presión, relación gas-aceite (RGA) y agua, a nivel de pozo y campo. -Calibración del índice de productividad por pozo y acoplamiento de su tabla hidráulica, considerando diferentes gastos de producción y presiones en cabeza y/o de fondo fluyendo -Alternativas de explotación de acuerdo a las características de yacimiento EVALUACION ECONOMICA DE RESERVAS: -La evaluación económica de reservas de hidrocarburos tiene por objeto determinar la rentabilidad del plan de desarrollo que las justifica -La rentabilidad depende de la cantidad de hidrocarburos existente, del valor de venta de los fluidos (aceite, gas y condensado) y de las inversiones y costos de operación y mantenimiento asociados al desarrollo. “ELEMENTOS DE UN SISTEMA PETROLERO” La roca generadora calidad y Madurez. Está constituida por sedimentos muy finos, depositados en condiciones acuosas (marinas y terrestres) con ausencia de oxígeno, que favorece la preservación de la materia orgánica. Roca Almacén distribución y calidad Una roca almacén es aquella que tiene espacios porosos entre sus granos ó dentro de éstos y que están interconectados permitiendo el alojamiento de fluidos ó gases. Roca Sello distribución y efectividad Los sellos geológicos son rocas de baja permeabilidad que retienen el flujo de hidrocarburos Factores que determinan la efectividad del sello: Litología, Ductilidad, Espesor, Continuidad lateral, Prof. de sepulta miento. Trampa, sincronía y migración. Factores críticos: Tipo de trampa y cierre Fuerzas capilares: Son el resultado de los efectos combinados de las tensiones interfaciales y superficiales, de tamaño y forma de los poros y del valor relativo de las fuerzas de cohesión de los líquidos, es decir de las propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluido. 14

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS 1-Tipo de roca almacenadora 2-Tipo de trampa 5-Empuje predominante 6-Diagramas de fase

3-Fluidos almacenados

4-Presión original en el yacimiento

De acuerdo con el tipo de roca almacenadora Se ha visto, que toda roca que contenga huecos unidos entre sí, puede constituir un almacén para los hidrocarburos. Numerosas rocas presentan estas condiciones, pero si se considera el volumen de reservas de aceite y gas, el número de campos explotados y las producciones llevadas a cabo, se observa que la mayor parte de los yacimientos o rocas almacenadoras, pertenecen a dos tipos principales: Rocas detríticas (arenas y areniscas) Rocas calcáreas (calizas y dolomías) Rocas detríticas: Son el resultado de la acumulación de elementos arrancados a rocas preexistentes por la erosión, sedimentados “in situ” o transportados a distancias variables por agentes diversos (ríos, glaciares, viento….), cementados o no después de su depositación. Desde el punto de vista mineralógico, el elemento dominante, en este tipo de rocas, es casi siempre el cuarzo, que representa en general más de los 2/3 de la roca. Está acompañado en proporción variable, por otros elementos, bien detríticos: trozos de roca cristalina o volcánica, feldespatos, micas minerales arcillosos, minerales pesados, calcita, etc; bien autígenos: arcillas, glauconita, pirita, etc. Se ha observado que la porosidad en este tipo de rocas, es más elevada, cuanto más fina sea la arena. Esto se explica por el hecho de que las fuerzas de fricción y adhesión, de los granos entre sí, son más elevadas cuando más finos sean. La permeabilidad, está ligada a las dimensiones de los granos, en este caso la permeabilidad depende del tamaño de los huecos donde circulan los fluidos, y será, por tanto, más elevada, cuando más gruesos sean los granos. Finalmente, el tamaño de los granos, tiene una influencia importante en las propiedades capilares de las rocas Rocas calcáreas (calizas y dolomías) Las rocas carbonatadas, comprenden todas las rocas sedimentarias, constituidas en su mayor parte por minerales carbonatados, entre los cuales, los dos principales son la calcita y la dolomita. Su formación es el resultado de acciones variadas, como: a).- Precipitación química in situ, debida a las condiciones del medio (temperatura, concentración de calcio en el agua, presión de CO2, agitación del agua, etc.), que dan lugar esencialmente, a las calizas finas y compactas, dolomías de textura fina y calizas oolíticas b).- Precipitación bioquímica, a veces difícilmente separable de la primera, debida a organismos vivos en las condiciones del medio. Resultan calizas biohermales, formadas por la acumulación de esqueletos de los organismos constructores (pólipos, algas briozoos, etc.) y las calizas bioclásticas, constituidas por la acumulación sobre el fondo marino, de los restos de organismos de caparazón o esqueleto calcáreo c).- Modificaciones mineralógicas, provocadas por la circulación de aguas cargadas de sales disueltas, y en particular de aguas con iones de Magnesio (Mg) (dolomitización) o de sílice. d).- Fenómenos de disolución y precipitación, durante la diagénesis o posterior a ella, que introducen variaciones en la composición y proporción del cemento existente entre los elementos originales de la roca La mayor parte de las rocas carbonatadas, pueden contener hidrocarburos explotables. Sus características de porosidad y permeabilidad pueden ser de origen primario, pero la mayoría de los yacimientos carbonatados, presentan características secundarias, resultantes de fenómenos que actúan sobre la roca, después de su depositación De acuerdo con el tipo de trampa Estructuras, como los anticlinales En estos casos la acción de la gravedad originó el entrampamiento de hidrocarburo Por penetración de domos salinos Igual a casos anteriores, puede ir ligado adicionalmente a fallas y/o discordancias Por fallas Las fallas pueden ocasionar una discontinuidad a las propiedades de flujo de la roca y por ello la acumulación de hidrocarburo Estratigráfico En este caso la acumulación de hidrocarburos se debe a los cambios de facies y/o discordancias, por disminución de la permeabilidad, por acuñamiento 15

De acuerdo al tipo de fluido almacenado De aceite y gas disuelto En este tipo de yacimiento la Pi>Pb por lo que todo el gas estará disuelto en el aceite a las condiciones de yacimiento De aceite, gas disuelto y gas libre (casquete) Cuando PiPb) Por expansión de gas disuelto liberado (PiPb @ Ty Yac. Bajosaturado (1 fase) Si PPb @ Ty Yac. Bajosaturado (1 fase) Si PPr @ Ty Yac. Bajosaturado (1 fase) Si P cricondenterma

Fenómenos retrógrados

Singularidades Dentro región 2 fases

Dentro región 2 fases

Dentro región 2 fases

Dentro región 2 fases

Fuera región 2 fases

(c7+) > 30.5 %

(c7+) de 11.0 a 30.5 %

(c7+) < 11.0 %

Pequeñas cantidades de intermedios

Casi puros componentes ligeros

RGA (m³/m³)

< 200

200 - 1,000

500 - 15,000

10,000 - 20,000

> 20,000

Densidad líquido (°API)

< 35

35 - 45

41 - 57

45 - 57

> 57

Obscuro

Ligeramente obscuro

Ligeramente coloreado

Casi transparente

Transparente

Producción en superficie Composición mezcla original

Color líquido

18

Yacimientos de gas

Diagramas de Fase Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento, tendrá un diagrama de fases característico, el cual permanecerá constante, mientras permanezca constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altere la proporción de componentes, debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos. Desde el punto de vista anterior, las diferentes acumulaciones de hidrocarburos pueden caracterizarse de acuerdo con la posición que toman sus fluidos en el diagrama de fases y a la línea que describe la evolución de los mismos, desde el yacimiento hasta la superficie durante la explotación

Espesor bruto.- Espesor total del yacimiento, de rocas porosas y no porosas que conforman el yacimiento Espesor neto poroso.- Espesor de rocas en un yacimiento que tienen porosidad suficiente para almacenar fluidos Espesor neto impregnado (net pay).- Es el espesor total de rocas porosas que se encuentra impregnada de hidrocarburos en un yacimiento 𝑁𝐵𝑜𝑖 = 𝐴ℎ𝑛 ∅ 1 − 𝑆𝑤 *Para yacimientos de aceite y gas disuelto(Aceite negro, aceite volátil) **Para yacimientos de gas no asociado (gas seco, gas húmedo y gas y condensado) 𝐺𝐵𝑔𝑖 = 𝐴ℎ𝑛 ∅ 1 − 𝑆𝑤 Existen varios métodos para estimar los volúmenes originales de hidrocarburos a condiciones de yacimiento, los más comunes son: 1 Método de cimas y bases 2 Método de isopacas 3 Método de isohidrocarburos 4 Método multiceldas Para la aplicación de los métodos volumétricos es necesario primero fijar límites que tendrá el yacimiento, los cuales se dividen en físicos y convencionales Los límites físicos pueden ser definidos por la acción geológica (falla, discordancia, disminución de permeabilidad, etc.), por el contacto agua aceite, etc. Los límites convencionales se determinar de acuerdo a lineamientos establecidos por expertos en la estimación de reservas de hidrocarburos. Los límites físicos se determinar a través de mediciones confiables como pruebas de presión producción, modelos geológicos, registros especiales de pozos. 1._Se determina para cada uno de los pozos las profundidades de la cima y la base del yacimiento (formación productora) en metros verticales bajo el nivel del mar -En el plano del campo con la ubicación de los pozos se anota para cada uno de ellos la profundidad de la cima del yacimiento y se hace la configuración correspondiente por interpolación o extrapolación lineal -En el plano del campo con la ubicación de los pozos se anota para cada uno de ellos la profundidad de la base del yacimiento y se hace la configuración correspondiente por interpolación o extrapolación lineal -Se determinan en ambos planos los límites del yacimiento (físicos o convencionales). -Se estiman las áreas (con un planímetro) encerradas por las curvas definidas en los planos de cimas y bases -Con los datos de profundidades y áreas de las curvas se elabora una gráfica -Finalmente se estima el área (con un planímetro) definida por la curva profundidad y áreas para obtener el volumen de roca como sigue. 2._ Se determina para cada uno de los pozos el espesor neto poroso de la formación, con impregnación de hidrocarburos -En el plano del campo con la ubicación de los pozos se anota para cada uno de ellos el espesor correspondiente y se hace la configuración correspondiente por interpolación o extrapolación lineal -Se determinan en el plano los límites del yacimiento (físicos o convencionales) -Se estiman las áreas (con un planímetro) encerradas por cada curva de isopaca. Con los datos obtenidos se genera una tabla. -Con los datos de la tabla anterior se construye una gráfica de isopacas contra áreas. -Finalmente se estima el área (con un planímetro) definida por la curva profundidad y áreas para obtener el volumen de roca como sigue.

19

20