Este documento presenta un resumen de tres oraciones del trabajo especial de grado titulado "Actualización de conceptos de reservas, procedimientos y métodos para su cálculo: Propuesta del informe técnico para sometimiento al Ministerio de Energía y Petróleo". El trabajo especial de grado propone actualizar el manual utilizado por las operadoras petroleras para preparar los sometimientos de reservas ante el Ministerio de Energía y Petróleo. Se analizan los conceptos, procedimientos y métodos para la estimación de reservas de hidrocarburos y se

1. TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
ACTUALIZACIÓN DE CONCEPTOS DE RESERVAS,
PROCEDIMIENTOS Y MÉTODOS PARA SU CÁLCULO:
PROPUESTA DEL INFORME TÉCNICO PARA
SOMETIMIENTO AL MINISTERIO DE ENERGÍA Y
PETRÓLEO
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por los Brs. De Santolo M., Yliane C.,
González U., Rommel A.
Para optar al Título
de Ingeniero de Petróleo
Caracas, 2006

2. TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
ACTUALIZACIÓN DE CONCEPTOS DE RESERVAS,
PROCEDIMIENTOS Y MÉTODOS PARA SU CÁLCULO:
PROPUESTA DEL INFORME TÉCNICO PARA
SOMETIMIENTO AL MINISTERIO DE ENERGÍA Y
PETRÓLEO
TUTOR ACADÉMICO: Dr. Martín Essenfeld
TUTORES INDUSTRIALES: Ing. Martha Bizot, Ing. Leticia Ortega
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por los Brs. De Santolo M., Yliane C,
González U., Rommel A.
Para optar al Título
de Ingeniero de Petróleo
Caracas, 2006

4. De Santolo M., Yliane
González U., Rommel A.
ACTUALIZACIÓN DE CONCEPTOS DE RESERVAS,
PROCEDIMIENTOS Y MÉTODOS PARA SU CÁLCULO:
PROPUESTA DEL INFORME TÉCNICO PARA
SOMETIMIENTO AL MINISTERIO DE ENERGÍA Y
PETRÓLEO
Tutor Académico: Dr. Martín Essenfeld. Tutores Industriales: Ing. Martha
Bizot, Ing. Leticia Ortega. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería.
Escuela de Ingeniería de Petróleo. Año 2005, 152 Pág.
Palabras clave: Reservas de hidrocarburos, sometimientos de reservas, Ministerio de
Energía y Petróleo, MENPET.
Resumen. En Venezuela, el Ejecutivo Nacional, a través del Ministerio de Energía y
Petróleo ejerce las actividades de la regulación, planificación, administración, control
y fiscalización en materia de hidrocarburos.
En este sentido, al Ministerio de Energía y Petróleo le corresponde otorgar a las
empresas operadoras el permiso para la realización de las diferentes actividades de la
Industria Petrolera, tales como exploración sísmica, perforación de localizaciones
sean exploratorias, de avanzada o de desarrollo, así como ejercer el control sobre la
cuantificación de las reservas de hidrocarburos contenidas en todos los yacimientos
propiedad de la nación, producción de los yacimientos, proyectos de recuperación
suplementaria, etc.
Este Trabajo Especial de Grado se refiere a la actualización de los conceptos de las
reservas de hidrocarburos, de los procedimientos y métodos para su cálculo y una
propuesta de la estructura del Informe Técnico que soporta el Sometimiento de dichas
reservas al el Ministerio.
En la actualidad, en el MENPET existe un documento identificado como “Manual de
Definiciones y Normas de las Reservas de Hidrocarburos”. El mismo es utilizado por
i

5. las operadoras como guía para preparar los sometimientos de las reservas. La
actualización de este manual se hace necesaria debido a que los sometimientos
introducidos por las operadoras presentan en algunos casos las siguientes
características: doble interpretación, dispersión de información, falta de precisión e
inclusive carencia de algunos aspectos fundamentales que deberían ser considerados
técnicamente. Ello trae como consecuencia que la revisión del Sometimiento por
parte del Ministerio de Energía y Petróleo se convierta en una tarea larga, que en
muchas ocasiones termina en la devolución del mismo y por lo tanto, en el comienzo
de un nuevo ciclo. Todo esto se traduce en una gran pérdida de esfuerzo e incremento
de lapsos de tiempo, lo que en definitiva genera altos costos por esfuerzo dedicado
por ambas partes.
La finalidad de este Trabajo Especial de Grado es documentar con mayor claridad el
proceso y así permitir al Ministerio y a las operadoras trabajar bajo un mismo
esquema, lo que debe facilitar el trabajo de ambas partes y permitir el cumplimiento
de las normas establecidas por el MENPET.
ii

6. DEDICATORIA, Yliane De Santolo M.
A Lilian Mendieta O
Isabel Oporta
Ernesto J. Aguilera M
iii

7. AGRADECIMIENTOS, Yliane De Santolo M.
EL PRESENTE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO DENOMINADO “ACTUALIZACIÓN DE
CONCEPTOS DE RESERVAS, PROCEDIMIENTOS Y MÉTODOS PARA SU CALCULO:
PROPUESTA DEL INFORME TÉCNICO PARA SOMETIMIENTO AL MINISTERIO DE ENERGÍA Y
PETRÓLEO”, FUE REALIZADO GRACIAS LA COLABORACIÓN, ASESORIA, ORIENTACIÓN,
ASISTENCIA TÉCNICA Y FINANCIERA DE:
UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA
ING. MARTÍN ESSENFELD
ING. MARTHA BIZOT G
ING. LETICIA ORTEGA
BR. ROMMEL A. GONZÁLEZ U.
BR. ERNESTO J. AGUILERA M.
ING. MARIANELA PASTOR
ING. BENITO LUONGO
ING. INTI RODRIGUEZ
ING. NÉSTOR FLORES
T.S.U. BELKIS AVENDAÑO
ING. BLANCA BERNATE
ING. PABLO CARDENAS
SRA. XIOMARA RODRIGUEZ
ING. ANGEL GONZALEZ
ING. WANDA COLMENARES
ING. LEONARDO PALOP
iv

8. DEDICATORIA, Rommel González
Este Trabajo Especial de Grado y todo lo que representa lo dedico a mis padres:
Clotty y Cilino
v

9. AGRADECIMIENTOS, Rommel González
El presente Trabajo Especial de Grado no hubiera podido realizarse sin la
colaboración y ayuda de muchas personas e instituciones. En primer lugar agradezco
a la Universidad Central de Venezuela, a quien debo los conocimientos que me
definirán como profesional el resto de mi vida. Agradezco la disposición y constante
ayuda de nuestra Tutora Industrial, la Ing. Leticia Ortega por presentarme el tema de
este trabajo y a la Ing. Martha Bizot por permitirnos llevarlo a cabo. Agradezco la
ayuda y dedicación de nuestro Tutor Académico el Dr. Martín Essenfeld quien con
sus métodos poco ortodoxos pero muy eficaces nos enseñó mucho más que la
realización de una tesis. Agradezco al personal de la Dirección de Exploración y
Reservas del Ministerio de Energía y Petróleo, especialmente al Ing. Inti Rodríguez y
al Ing. Nestor Flores, cuyo aporte fue invaluable. A mi “Partner” Yliane De Santolo a
quien admiro por su determinación y sus valores. Agradezco a mi Hermano el Ing.
Leonardo Palop, por su valiosa ayuda y sus consejos.
En los momentos más difíciles de la realización este trabajo, agradezco el apoyo que
recibí de mi familia y amigos, a mis Padres, a Melissa y a Román, a mi Abuelita
Rosa, mi Madrina Vallita y a mi tía Clareth quienes siempre estuvieron pendiente, a
mi Hermano Mache y a Tita a quienes abandoné todo este tiempo, les agradezco su
comprensión y su apoyo. A mis viejos Irma y Juan Carlos por su cariño. A ti Eilyn,
mi Bella, te doy las gracias por apoyarme y por darme ánimos cuando más lo
necesité, quiero que sepas que es gracias a TI que hoy puedo escribir estas palabras.
Agradezco la ayuda y el aporte que de una u otra manera hicieron las siguientes
personas: Br. Ernesto Aguilera, T.S.U. Belkis Avendaño, Ing. Blanca Bernate, Sra.
Xiomara Rodriguez, Ing. Angel Gonzalez, Ing. Marianela Pastor, Ing. Wanda
Colmenares, Ing. Benito Luongo, Hmna Casilda.
vi

10. CONTENIDO
Pág.
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTOS
RESUMEN
CONTENIDO
LISTA DE CUADROS
LISTA DE FIGURAS
LISTA DE ECUACIONES
INTRODUCCIÓN
1. CAPÍTULO I · EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema
1.2. Alcances
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo general
1.3.2. Objetivos específicos
1.4. Antecedentes
2. CAPÍTULO II · MARCO TEÓRICO
2.1. Hidrocarburos en sitio
2.2. Factor de recobro
2.3. Reservas
2.4. Clasificación de las reservas de acuerdo al grado de certidumbre
2.5. Clasificación de las reservas de acuerdo al tipo de energía
2.5.1. Reservas primarias
2.5.2. Reservas suplementarias
2.6. Calificación Lahee para localizaciones exploratorias y su relación con las
reservas
2.6.1. Antes de la perforación (pozos exploratorios, de avanzada, o de
desarrollo)
2.6.2. Resultados Positivos
1
4
4
5
5
5
6
6
9
9
9
14
14
15
15
15
15
16
20
vii

11. 2.6.3. Resultados Negativos
3. CAPÍTULO III · METODOLOGÍA
4. CAPÍTULO IV · RESULTADOS OBTENIDOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO Y
VALIDACIÓN DE LOS ESTIMADOS DE RESERVAS
4.1. Definiciones propuestas
4.1.1. Reservas, definición general
4.1.2. Reservas probadas, definición
4.1.3. Reservas probables, definición
4.1.4. Reservas posibles, definición
4.2. Procedimientos y métodos para la estimación de las reservas
4.2.1. Procedimientos determinísticos
4.2.1.1. Método por Analogía/Estadístico
4.2.1.2. Método Volumétrico
4.2.1.3. Método de Balance de Materiales
4.2.1.4. Curvas de Comportamiento y Declinación de Producción
4.2.1.5. Método de Simulación
4.2.2. Procedimientos probabilísticos
4.2.2.1. Antecedentes
4.2.2.2. Consideraciones Estadísticas
4.2.2.3. Descripción de los procedimientos probabilísticos
4.2.2.4. Tratamiento de las incertidumbres
4.2.2.5. Métodos Probabilísticos
4.3. Validación de los Procedimientos y Métodos para el cálculo de reservas
4.3.1. Método de cálculo de reservas por analogía
4.3.1.1. Método por analogía analítico
4.3.1.2. Método por analogía estadístico
4.3.2. Método Volumétrico
4.3.2.1. Ecuaciones para estimar hidrocarburos originalmente en sitio
4.3.2.2. Fuentes de información para el Método Volumétrico
4.3.3. Balance de Materiales
22
25
30
30
30
33
36
39
42
43
43
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45
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49
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69
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71
73
76
81
86
viii

12. 4.3.3.1. Fuentes de información y condiciones
4.3.3.2. Balance de materiales para yacimientos de gas
4.3.4. Análisis de curvas de comportamiento y declinación
4.3.4.1. Condiciones limitantes
4.3.4.2. Comparación entre los estimados de rendimiento y los
estimados volumétricos
4.3.4.3. Fuentes de información
4.3.4.4. Metodología para estimar reservas mediante el análisis de
tendencias de las curvas de comportamiento.
4.3.5. Método de Simulación
4.3.5.1. Limitaciones de la simulación de yacimientos
4.3.5.2. Necesidad de cotejo
4.3.5.3. Información necesaria para el uso de un simulador
5. CAPÍTULO V · PROPUESTA DE FORMATO ACTUALIZADO DEL INFORME TÉCNICO DE
APOYO A LOS SOMETIMIENTOS DE LAS RESERVAS ANTE EL MINISTERIO DE
ENERGÍA Y PETRÓLEO
5.1. Aspectos generales
5.1.1. Descubrimientos
5.1.2. Extensiones
5.1.3. Revisiones
5.1.3.1. Revisiones Primarias
5.1.3.2. Revisiones por Recuperación Suplementaria
5.2. Procedimientos para efectuar el Sometimiento de Reservas
5.2.1. Carta de solicitud
5.2.2. Carta aval de la CVP
5.2.3. Informe Técnico de Apoyo
5.2.3.1. Índice
5.2.3.2. Introducción o Resumen
5.2.3.3. Descripción geográfica
5.2.3.4. Descripción geológica detallada de la arena o yacimiento
88
90
90
91
90
94
95
96
96
97
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99
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100
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107
107
108
108
109
ix

13. objetivo
5.2.3.5. Descripción petrofísica
5.2.3.6. Descripción del yacimiento
5.2.3.7. Estimación de Hidrocarburos Originales En Sitio (HCOES) y
reservas recuperables
5.2.3.8. Hoja de Datos Básicos
5.2.3.9. Mapas de Reservas
5.2.4. Anexos
5.2.4.1. Representaciones gráficas
5.2.4.2. Registros o perfiles de pozos
5.2.4.3. Análisis PVT y diagrama de fases (condensados)
5.2.4.4. Pruebas de producción
CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
UNIDADES, NOMENCLATURA Y ABREVIATURAS
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ANEXOS
109
110
110
111
111
112
112
113
113
113
114
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116
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123
124
x

14. LISTA DE TABLAS
Tabla 4.1 – Parámetros de entrada para la elaboración del árbol de probabilidades
Tabla 4.2 – Ejemplo de árbol de probabilidades
Tabla 4.3 – Eficiencia de recobro esperada de acuerdo al mecanismo de empuje y al
tipo de fluidos de un yacimientos de hidrocarburos
64
66
75
xi

15. LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 Simbología de localizaciones de pozos según la Calificación Lahee
Figura 2.2 Calificación Lahee
Figura 4.1 Aproximación logarítmica normal de una distribución de reservas
iniciales
Figura 4.2 Distribución de frecuencias mostrando las FDA y la Curva de
Expectativas
Figura 4.3 Interpretación incremental de la curva de expectativas
Figura 4.4 Interpretación incremental de la curva de expectativas
20
24
52
53
57
58
xii

16. LISTA DE ECUACIONES
Ecuación 1 Factor de recobro
Ecuación 2 Factor de recobro para petróleo
Ecuación 3 Factor de recobro para gas
Ecuación 4 Factor de recobro para la etapa de sub-saturación del yacimiento
Ecuación 5 Factor de recobro por el Método de Analogía Analítico
Ecuación 6 Petróleo Originalmente en Sitio
Ecuación 7 Petróleo Originalmente en Sitio
Ecuación 8 Gas en solución
Ecuación 9 Gas Originalmente en sitio
Ecuación 10 Gas Originalmente en Sitio
Ecuación 11 Gas Condensado Originalmente en Sitio
Ecuación 12 Gas Seco Originalmente en Sitio
Ecuación 13 Condensado Originalmente en Sitio
Ecuación 14 Ecuación de Balance de Materiales
10
10
11
12
70
76
77
78
78
79
79
80
81
86
xiii

17. INTRODUCCIÓN
Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo, de gas natural o
líquidos del gas natural que se esperan recuperar comercialmente desde
acumulaciones conocidas. En todo cálculo o estimado de reservas siempre existirá
una incertidumbre asociada, la cual depende de la cantidad y calidad de la
información geológica y de ingeniería, disponible y obtenida mediante la perforación
de pozos y otros procedimientos realizados en esas acumulaciones. En consecuencia,
un estimado de reservas es enteramente dinámico, ya que puede variar en la medida
que se disponga de más y mejor información a ser objeto de interpretación, e
inclusive puede variar en el tiempo en algunas de sus categorías si varían algunas
condiciones, incluidas como suposiciones en los cálculos.
Por definición, las reservas son un factor importante en el comercio mundial de
hidrocarburos, debido a que representan el respaldo físico y la garantía de divisas
monetarias que aseguran posteriormente su colocación en el mercado. Igualmente, las
reservas otorgan, a quien las posea, poder de negociación e influencia sobre este
proceso.
En Venezuela, el Ministerio de Energía y Petróleo (MENPET) es el órgano rector,
con competencias en la reglamentación, regulación, planificación, administración,
control y fiscalización de las actividades que los operadores realizan en materia de
hidrocarburos y energía en general. En este sentido, es competencia del MENPET el
control de la cuantificación de las reservas de hidrocarburos contenidas en todos los
yacimientos pertenecientes a la Nación. Esto incluye tareas como la regulación de los
1

18. métodos de cálculo empleados para su determinación, el criterio empleado para su
calificación y el proceso de verificación y validación de las mismas.
La forma que tiene el MENPET de ejercer el control sobre la cuantificación,
calificación y validación de las reservas es mediante la publicación de Normas y
Procedimientos, por las cuales deben regirse todas las operadoras que realicen
actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el territorio nacional.
La información de acumulaciones de hidrocarburos, recopilada e interpretada como
reservas por cada operadora debe ser suministrada al MENPET, para que éste luego
verifique y valide dicha información y su interpretación respectiva. Estas Normas y
Procedimientos están contenidas actualmente en el “Manual de Definiciones y
Normas de las Reservas de Hidrocarburos” vigente desde noviembre del año 2000.
Este documento Oficial representa el esfuerzo realizado por el MENPET en la
búsqueda de la normalización de los criterios de definición de reservas en Venezuela,
en concordancia con aquellos reconocidos a nivel internacional. Además, ese
documento regula la determinación de la forma y el contenido de la presentación de
los informes de cuantificación y revisión de las reservas de hidrocarburos, ante el
MENPET como ente Oficial.
Actualmente, existe la intención por parte del MENPET de revisar el texto vigente
del “Manual de Definiciones y Normas de las Reservas de Hidrocarburos”, con el
propósito de actualizarlo de acuerdo al avance en el conocimiento en cuanto a los
conceptos, definiciones y a las nuevas tecnologías que influyen en el proceso de
estimación de reservas. Además, se requiere la actualización de dicho Manual para
2

19. optimizar la evaluación de reservas de gas natural, en vista del auge actual en el
negocio de este recurso y al incremento de la disponibilidad del mismo,
especialmente en yacimientos costa afuera.
Además, la revisión y actualización de las normas que rigen la presentación de los
Sometimientos de reservas ante el MENPET se hace necesaria, por cuanto se ha
detectado en las evaluaciones realizadas por este Ministerio, que los Sometimientos
introducidos por las operadoras presentan en algunos casos: doble interpretación,
dispersión de información o falta de precisión. Esto trae como consecuencia que la
revisión de los Sometimientos por parte del MENPET se convierta en una tarea
ardua que exige esfuerzo y tiempo mayor al razonable, resultando en muchas
ocasiones en la devolución de dichos Sometimientos, ya sea por incumplimiento de
las normas vigentes para la oficialización de las reservas o por mala interpretación de
dichas Normas.
3

20. 1. CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema
El presente Trabajo Especial de Grado se realiza por la necesidad que tiene el
Ministerio de Energía y Petróleo de actualizar y verificar los requisitos formales,
en lo referente a la presentación de los Sometimientos de cálculos y cambios en
las reservas de hidrocarburos, que realizan las operadoras. Por esto, se entienden
las distintas normas y requisitos necesarios para la presentación de las mismas
ante este Organismo, de una manera uniforme, concisa y con plena justificación
de la información presentada.
En concordancia con lo anterior, se ha identificado la necesidad de actualizar el
Manual vigente con la finalidad de hacerlo lo más adecuado, para guiar al usuario
sobre la presentación del Sometimiento de cálculos y cambios de reservas de gas
natural. Recientemente el gas natural ha venido a compartir el rol protagónico
que desde siempre ha mantenido el petróleo en el mercado mundial y esta
situación, ha generado cambios que deben ser reflejados en la actualización de la
normativa. Actualmente, la presentación de los Sometimientos de reservas de gas
natural está adaptada al modelo que se usa para la presentación de cálculos y
cambios de reservas de petróleo.
4

21. 1.2. Alcances
Se desea actualizar los conceptos de reservas, procedimientos y métodos para su
cálculo y así elaborar una propuesta del Informe Técnico para sometimiento al
Ministerio de Energía y Petróleo, con información explícita y cónsona con los
Procedimientos y Normas que el Ministerio de Energía y Petróleo requiere, para
la oficialización de las reservas probadas de petróleo y gas natural y
cuantificación de las reservas probables y posibles. Esto se logrará unificando los
criterios técnicos requeridos en la evaluación de Sometimientos de Reservas, y
proporcionando un lenguaje común, para que las empresas operadoras puedan
cumplir con sus obligaciones de la manera más eficiente, optimizando el esfuerzo
dedicado a las tareas de reporte de reservas.
La normalización de las definiciones y la estructuración óptima del respectivo
Informe Técnico permitirá un ahorro sustancial en el esfuerzo necesario, tanto
para la elaboración del documento de sometimiento de reservas, como para la
revisión del mismo. Esto, finalmente, se traducirá en el ahorro de recursos para
las operadoras y para el MENPET.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo general
El objetivo del presente Trabajo Especial de Grado consiste, como su título lo
indica, en la ampliación y actualización del Manual de “Definiciones y
Normas de las Reservas de Hidrocarburos” vigente, para el sometimiento de
5

22. cálculos y cambios en las reservas de hidrocarburos, ante el Ministerio de
Energía y Petróleo. Esto con la finalidad de mantener el documento Oficial al
día con las definiciones y la metodología usada para calcular reservas de
hidrocarburos, además, de mantenerlo coherente con los estándares
mundiales en materia de estimación y reporte de reservas.
1.3.2. Objetivos específicos
Para este Trabajo Especial de Grado se tienen los siguientes Objetivos
Específicos:
• Actualización de las definiciones y conceptos relacionados con reservas
de hidrocarburos
• Estandarización de la presentación de la documentación técnica
requerida por el Ministerio de Energía y Petróleo para la actualización de
reservas de hidrocarburos
• Estandarización del formato de presentación del Informe Técnico que
debe acompañar al sometimiento de reservas
1.4. Antecedentes
En 1966, el entonces Ministerio de Minas e Hidrocarburos (MMH) identificaron
la necesidad de exponer su normativa en lo referente a la presentación de los
cálculos de reservas que debían realizar las distintas empresas petroleras
concesionarias que operaban en el país. Cada empresa presentaba ante el
Ministerio sus cálculos de reservas, utilizando sus propias normativas internas
6

23. (nomenclatura de mapas, métodos de cálculo y definiciones), las cuales en
muchos casos diferían tanto de aquellas utilizadas por el MMH, así como de las
empleadas por otras empresas. Esta situación convirtió al trabajo de evaluación y
validación realizado por el MMH en un proceso que requería una inversión de
horas hombre considerable. En vista de esto, este organismo, a través de la
Oficina Técnica de Hidrocarburos, publicó las primeras Normas para
Reglamentar la Presentación de Cálculos de Reservas ante el Ministerio. Esas
primeras Normas tenían como objetivo inmediato estandarizar la presentación de
los mapas para agilizar la revisión e interpretación de los cálculos. Las reservas de
hidrocarburos se calificaron para ese entonces como: probadas. Luego, al avanzar
el proceso de normalización se agregaron al texto las reservas semi-probadas y
probables.
Debido a que las definiciones de reservas, los formatos para la elaboración de los
mapas y la forma de presentar los sometimientos de reservas fueron
evolucionando y las compañías debían adecuarse a las exigencias del Ministerio,
con el pasar de los años este ente Oficial emitió una serie de oficios a las
compañías para añadir nuevas definiciones, aparte de la de reservas probadas.
En 1987, se publica el Manual de Definiciones y Normas de las Reservas de
Petróleo Crudo, Gas Natural, Condensado, Líquidos del Gas Natural y
Sustancias Asociadas, adaptándose a las condiciones reales del momento, y
como una manera más eficiente para el Ministerio de Energía y Minas de llevar
una contabilidad de las reservas y de tratar que todas las compañías las
7

24. reportaran bajo un mismo formato. El Manual tuvo por finalidad, indicarle a
las compañías operadoras, de una manera actualizada, las definiciones sobre las
reservas, los formatos bajo los cuales debían presentarse, la fecha en la que debían
ser reportadas y toda la información que debería soportar los Sometimientos de
reservas probadas, probables y posibles, ya sea por descubrimiento, extensión y/o
revisión.
En el año 2000, se hizo una nueva actualización del texto, y se publicó el Manual
identificado como Definiciones y Normas de las Reservas de Hidrocarburos,
que entró en vigencia a partir de noviembre de 2000. Su objetivo principal fue
actualizar las definiciones y calificar los hidrocarburos recuperables del
yacimiento para su sometimiento al Ministerio de Energía y Minas.
Debido al constante avance de la tecnología, la evolución natural de algunos
conceptos y las necesidades del país, el Ministerio de Energía y Petróleo se ve en
la necesidad de realizar una nueva revisión y actualización del Manual vigente,
para así poder regular, optimizar y normalizar las definiciones, siguiendo los
estándares nacionales e internacionales, para todos los hidrocarburos líquidos y
gaseosos.
8

25. 2. CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1.Hidrocarburos en sitio
Si se considera un volumen bruto de roca en el subsuelo, al cual se le conoce su
porosidad y las saturaciones de los fluidos en los poros, entonces el volumen de
hidrocarburos en sitio será el valor calculado de dicho volumen total en cualquier
instante de tiempo que contiene ese volumen de roca. Dicho cuerpo o volumen de
roca se denomina yacimiento de hidrocarburos y si bien todo yacimiento cuenta
con hidrocarburos en sitio, las reservas sólo representan la fracción
recuperable de ese volumen total de hidrocarburos en sitio.
Los hidrocarburos originales en sitio son un valor representativo del volumen
inicial de hidrocarburos que contienen todos los yacimientos. Estimar dicho
volumen es indispensable para determinar el factor de recobro, el cual es
empleado posteriormente para calcular las reservas. Este estimado de reservas se
obtiene como el producto de ambos estimados.
2.2.Factor de recobro
El volumen de hidrocarburos que se puede recuperar de un yacimiento en
particular, dependerá de la roca recipiente, las propiedades y continuidad de los
fluidos contenidos en ella, así como también de las condiciones económicas
vigentes al momento de la recuperación. La fracción del hidrocarburo original
en sitio que podrá ser recuperada a condiciones de superficie se conoce como
9

26. factor de recobro. Dicho factor es un número entre 0 y 1. El factor de recobro
final se refiere al cambio en la saturación de hidrocarburos, desde su saturación
inicial (1-Swi) hasta la saturación irreducible (Shr), utilizando un método de
producción en particular.
El factor de recobro, en cualquier momento del agotamiento del yacimiento,
puede representarse en términos de la recuperación acumulada de hidrocarburos
( ) como:
∑ ⋅ j
j t
q
VPHC
t
q
B
Fr
j
j
hi ∑ ⋅
⋅
= ( 1 )
En donde:
BB
hi = factor volumétrico inicial de hidrocarburos
qj = producción volumétrica de hidrocarburos al intervalo j
tj = tiempo al intervalo j
VPHC= Volumen Poroso saturado inicialmente de Hidrocarburos
Para el petróleo, donde N es el volumen de petróleo en sitio a condiciones
normales, y Np es la producción acumulada a las mismas condiciones normales,
para un tiempo t y presión P, el factor de recobro viene dado por:
N
Np
Fr = ( 2 )
10

27. Para el gas, donde G es el volumen de gas inicialmente en sitio a condiciones
normales y Gp es la producción acumulada de gas a las mismas condiciones
normales, para un tiempo t y presión P, el factor de recobro viene dado por:
G
Gp
Fr = ( 3 )
La estimación del Factor de Recobro final o último para desarrollos de campos
nuevos, donde no se tenga mucha información, puede hacerse usando técnicas y
métodos de dinámica de yacimientos y puede ser representado como una
distribución probabilística. El uso de estas distribuciones permite la estimación de
reservas recuperables, usando la Simulación de Monte Carlo u otro método
probabilístico de estimación.
Existen dos categorías de factor de recobro: una determinada por las condiciones
económicas, ambientales y/o ecológicas, y otra que depende únicamente de las
condiciones técnicas del yacimiento, es decir, de la física del sistema roca-fluido
en el mismo.
Las condiciones económicas se rigen por el mercado de hidrocarburos, por los
costos de las operaciones y la tecnología necesaria para la extracción de los
fluidos. Las condiciones ambientales y/o ecológicas se rigen por las normativas
del país en que se opera y de cada empresa productora de hidrocarburos.
Las condiciones técnicas que rigen el factor de recobro, dependen de diversos
factores inherentes a las características físicas de la roca y de los fluidos que se
encuentran dentro de los poros de la roca. Las que más influyen son:
11

28. • La litología de la roca o arena productora, porosidad y permeabilidad
• La viscosidad y gravedad de los fluidos contenidos en la roca recipiente o
yacimiento
• Las permeabilidades relativas de los fluidos
• El tipo de energía con la que produce el yacimiento
• El mecanismo de producción del yacimiento
• La terminación de los pozos y las instalaciones disponibles para
producción
Para realizar el cálculo de la estimación del factor de recobro se debe considerar
la etapa en la que se encuentran los fluidos dentro del yacimiento, debido a que al
usar las correlaciones o formulas matemáticas, los resultados dependen de la
presión a la que se encuentra el yacimiento. Según lo indicado, estas etapas son:
Etapa de sub-saturación del yacimiento
Hawkins (1995) demostró que el factor de recobro de petróleo atribuible a la roca
y a la expansión de fluido causada por el descenso de la presión, desde la presión
inicial del yacimiento (pi) hasta la presión de punto de burbujeo (pb), puede ser
calculado por:
ob
oi
b
i
e
r B
B
p
p
c
F /
)
( −
= ( 4 )
12

29. Donde:
Fr = Factor de recobro del petróleo atribuible a la expansión del sistema
roca/fluido de pi a pb
BB
oi = Factor de volumen de formación de petróleo a presión inicial, BY/BN
BB
ob = Factor de volumen de formación de petróleo a la presión de burbujeo
BY/BN
Ce = Compresibilidad efectiva [lpc-1
]
Etapa de saturación del yacimiento
Luego de que la presión del yacimiento disminuye por debajo del punto de
burbujeo y la saturación de gas crítica es excedida, el factor de recobro para gas y
petróleo será guiado por:
• Viscosidad del gas y del petróleo
• Solubilidad inicial de gas Rsi
• Las características de la permeabilidad relativa gas/petróleo de la roca
yacimiento
• Proporción entre la permeabilidad horizontal y la vertical
• Método de terminación del pozo y políticas de producción
No existe una ecuación simple para calcular el factor de recobro de petróleo y gas
en solución atribuible por empuje de gas en solución. Sin embargo, muchos
investigadores (como Arps y Roberts, 1955) han publicado los resultados de los
13

30. cálculos del factor de recobro, paso a paso, utilizando la forma de Muskat (1945)
de la ecuación de balance de materiales diferencial.
2.3.Reservas de hidrocarburos
Son los volúmenes de hidrocarburos que se estiman recuperar comercialmente
provenientes de acumulaciones conocidas, y en un lapso determinado. De acuerdo
con el nivel de certeza asociado a la información geológica, de ingeniería y/o las
condiciones económicas existentes para el momento de la estimación, estas
reservas se califican en Reservas Probadas, Reservas Probables y Reservas
Posibles, cada una con un nivel creciente de incertidumbre asociado, el cual
refleja la probabilidad de la recuperación de las mismas.
2.4.Calificación de las reservas de acuerdo al grado de incertidumbre
La definición del grado de incertidumbre inherente a toda estimación de reservas
depende del procedimiento utilizado para su determinación. Al utilizar
procedimientos determinísticos, el mejor estimado de reservas se obtiene de
acuerdo la información recopilada de geología e ingeniería. Dicho estimado será
el mejor posible según la confiabilidad de la información disponible y la
calificación resultante del estimado dependerá a su vez de esta información. Al
utilizar procedimientos probabilísticos, los estimados de reservas se obtienen con
un grado de incertidumbre específico, mediante el análisis estadístico y
probabilístico de las variables importantes. Luego, la calificación resultante tendrá
asociada un valor de incertidumbre que corresponderá a un rango calculado de
probabilidades.
14

31. De acuerdo a lo indicado, las reservas de hidrocarburos se califican en, Reservas
Probadas, Reservas Probables y Reservas Posibles.
2.5.Calificación de las reservas de acuerdo al tipo de energía
Existen dos categorías para calificar las reservas de acuerdo al tipo de energía
utilizada para su recuperación: reservas primarias y reservas suplementarias
2.5.1. Reservas primarias
Son los volúmenes de hidrocarburos que se pueden recuperar usando la
energía propia o natural del yacimiento y/o su acuífero asociado.
2.5.2. Reservas suplementarias
Son los volúmenes adicionales de hidrocarburos que se pueden recuperar
como resultado de la incorporación de energía adicional al yacimiento a través
de métodos de recuperación suplementaria, tales como: inyección de agua,
gas, fluidos miscibles o también métodos de incorporación de energía como
por ejemplo la combustión in situ.
2.6.Calificación Lahee para localizaciones y su relación con las reservas
La calificación Lahee para pozos exploratorios fue adoptada en el año 1959 por el
entonces Ministerio de Minas e Hidrocarburos, con la intención de estandarizar la
nomenclatura y presentación de los datos relacionados con la calificación de
pozos.
La calificación Lahee para pozos se divide en dos fases: inicial y final. La fase
inicial corresponde a la denominación del pozo al momento de perforarse en
15

32. función del objetivo primario, y la fase final de acuerdo a los resultados de dicha
perforación en los términos de los resultados de la misma.
Para determinar la calificación inicial de una localización se deben tomar en
cuenta los siguientes factores:
a) Objetivo geológico primario
b) Proyección en superficie de la intersección del pozo con el tope del objetivo
primario, en relación con el área probada más cercana, para establecer si el
mismo se encuentra dentro o fuera de esta última
Para determinar la calificación final del pozo se toma en cuenta, si éste alcanzó o
no el objetivo geológico primario o cualquier otro objetivo propuesto,
obteniéndose resultados bien sean positivos o negativos.
De la misma manera, se aplican dichos criterios para definir las reservas
asociadas al objetivo primario encontrado por el pozo, en cuanto a si son
descubrimientos o extensiones.
2.6.1. Antes de la perforación (pozos exploratorios, de avanzada, o de
desarrollo)
Esta calificación se le da a los pozos antes de la perforación de pozos
destinados a desarrollar los yacimientos conocidos y los que pudieran
descubrir nuevos yacimientos, dichos pozos se denotan con la letra “A”.
En materia de perforación de pozos, se habla de pozos exploratorios cuando
las probabilidades de alcanzar un objetivo exitoso son bajas, debido a que
16

33. existe poca información geológica o de ingeniería sobre el área en estudio.
Conocidos en el argot petrolero por su nombre en inglés como “wildcats”, los
mismos pueden ser descubridores de nuevos campos o de nuevos yacimientos.
A-3. Pozos exploratorios de nuevo campo
Son aquellos pozos a perforar en una estructura o área, en la cual no se han
descubierto hidrocarburos.
Las localizaciones de pozos exploratorios de nuevo campo se identifican en
los mapas con un hexágono como se muestra en las Figuras 2.1 y 2.2 de las
simbologías de las localizaciones de pozos.
A-2c. Pozos exploratorios de nuevos yacimientos
Son aquellos pozos a perforarse con el objetivo de descubrir nuevos
yacimientos en estructuras o formaciones ya productivas, fuera del área
probada, pero donde las condiciones geológicas del subsuelo conocidas o
esperadas son tales, que dan indicios de que se pueden encontrar nuevos
yacimientos.
A manera de ejemplos, un pozo que se perfore en la estructura de un
yacimiento conocido, pero fuera de su límite de área probada y bajo
condiciones geológicas complejas (tales como un domo de sal, un área
caracterizada por fallamiento o lenticularidad de los estratos o cambios
laterales de facies) es, por definición, un pozo exploratorio de nuevos
yacimientos.
17

34. La simbología utilizada en los mapas para la localización de pozos
exploratorios de nuevo yacimiento es un rombo, como se muestra en las
Figuras 2.1 y 2.2.
A-2b. Pozos exploratorios de yacimientos profundos
Son aquellos pozos a perforarse ubicados dentro del área probada de un
yacimiento o yacimientos, los cuales tienen como objetivo buscar nuevos
horizontes productores a mayor profundidad que el yacimiento más profundo
conocido.
El símbolo que se utiliza en los mapas para este tipo de localización es un
triángulo con un vértice apuntando hacia abajo, como se muestra en las
Figuras 2.1 y 2.2.
A-2a. Pozos exploratorios de yacimientos superiores
Son aquellos pozos a perforarse ubicados dentro de los límites del área
probada de un yacimiento o yacimientos, los cuales tienen como objetivo
encontrar nuevos horizontes productores a menor profundidad que el
yacimiento más profundo conocido.
La simbología utilizada en los mapas para este tipo de pozos es un triángulo
con un vértice apuntando hacia arriba, como se muestra en las Figuras 2.1
y 2.2.
18

35. A-1. Pozos de avanzada o de delineación
Estos pozos estarán localizados fuera del área probada de un yacimiento y
serán perforados con el objetivo de extender lateralmente dicha área. El
objetivo original de estos pozos es el mismo yacimiento productor, aunque
luego de ser perforados dicho objetivo puede cambiar si los mismos descubren
un nuevo yacimiento superior, inferior o en el mismo horizonte. La
calificación de un pozo como de delineación o de avanzada, depende del
riesgo que conlleva la búsqueda del hidrocarburo. Por ejemplo, un pozo
ubicado a cierta distancia del pozo más cercano, en un área con condiciones
geológicas conocidas se califica como de avanzada, pero si el mismo se ubica
en un área con condiciones geológicas que indiquen un alto grado de
incertidumbre, entonces dicho pozo se calificará como de delineación.
Los pozos de delineación también pueden ser llamados de avanzada de alto
riesgo.
La simbología utilizada en los mapas para la localización de pozos que se
califican como A-1 es un cuadrado, como se muestra en las Figuras 2.1 y 2.2.
A-0. Pozos de desarrollo o pozos de explotación
Son aquellos pozos ubicados dentro del área probada de un yacimiento y son
perforados con el objetivo de desarrollar dicho yacimiento.
La simbología utilizada en los mapas para la localización de pozos que se
califican como A-0 es un círculo, como se muestra en las Figuras 2.1 y 2.2.
19

36. POZO DE DESARROLLO
A-0
POZO DE AVANZADA O DE DELINEACIÓN
A-1
POZO EXPLORATORIO DE YACIMIENTOS SUPERIORES
A-2a
POZO EXPLORATORIO DE YACIMIENTOS PROFUNDOS
A-2b
POZO EXPLORATORIO DE NUEVO YACIMIENTO
A-2c
POZO EXPLORATORIO DE NUEVO CAMPO
A-3
SIMBOLOGÍA DE LOCALIZACIONES DE POZOS
Figura 2.1 – Simbología de localizaciones de pozos según la Calificación Lahee (Tomado de: Palop 2004)
Calificación Lahee después de la perforación y terminación o terminación
del pozo
Esta calificación corresponde a la terminación oficial (si el resultado es
positivo) denotada con la letra B o al abandono oficial (si dicho resultado es
negativo) denotado con la letra C.
2.6.2. Resultados Positivos
La calificación final de cualquier pozo depende de si los objetivos propuestos
antes de la perforación del mismo se alcanzan o no. Dicha calificación bien
puede no corresponder con la calificación inicial del pozo.
20

37. B-3. Pozos descubridores de nuevos campos
Son aquellos primeros pozos que han descubierto hidrocarburos en un área
nueva. Las reservas asociadas a esta calificación deben presentarse ante el
MENPET como descubrimientos
B-2c. Pozos descubridores de nuevos yacimientos
Son aquellos pozos que descubren hidrocarburos en una estructura o en un
área donde se han encontrado otros yacimientos. Las reservas asociadas a esta
calificación deben presentarse ante el MENPET como descubrimientos
B-2b. Pozos descubridores de yacimientos profundos
Son aquellos pozos que han descubierto nuevos horizontes productores que se
encuentran por debajo de yacimientos conocidos, dentro de los límites del área
probada. Las reservas asociadas a esta calificación deben presentarse ante el
MENPET como descubrimientos.
B-2a. Pozos descubridores de yacimientos superiores
Son aquellos pozos que han descubierto nuevos horizontes productores que se
encuentran por encima de yacimientos conocidos, dentro de los límites del
área probada. Las reservas asociadas a esta calificación deben presentarse ante
el MENPET como descubrimientos.
21

38. B-1. Pozos de avanzada o de delineación
Son aquellos pozos que confirman el aumento o disminución del área probada
de un yacimiento conocido, o mejoran la delineación de la
estructura/yacimiento conocida.
Las reservas asociadas a estos pozos deben presentarse ante el MENPET
como extensiones o como parte de una revisión geológica.
B-0. Pozos de desarrollo
Son aquellos pozos que se ubican dentro del área probada de un yacimiento y
han encontrado el horizonte productor de dicho yacimiento para explotarlo.
Las reservas asociadas a estos pozos deben reportarse ante el MENPET.
La calificación de los pozos terminados con resultados positivos se muestra en
la Figura 2.2.
2.6.3. Resultados Negativos
La calificación oficial de aquellos pozos que han resultado secos o fracasados
por no descubrir hidrocarburos en cantidades comerciales, o por el abandono
del pozo debido a problemas mecánicos que no permiten evaluar los objetivos
geológicos propuestos, es la siguiente:
C-3. Pozos secos de nuevos campos
Son aquellos pozos que antes de perforados se calificaron como exploratorios
de nuevos campos.
22

39. C-2c. Pozos secos de nuevos yacimientos
Son aquellos pozos que se calificaron antes de la perforación como
exploratorios de nuevos yacimientos.
C-2b. Pozos secos de yacimientos profundos
Son aquellos pozos que se calificaron como exploratorios de yacimientos
subyacentes antes de la perforación.
C-2a. Pozos secos de yacimientos superiores
Son aquellos pozos que se calificaron como exploratorios de yacimientos
superiores antes de perforarlos.
C-1. Pozos secos de avanzada
Son aquellos pozos que se calificaron como de avanzada antes de la
perforación.
C-0. Pozos secos de desarrollo
Son aquellos pozos que se calificaron como pozos de desarrollo antes de ser
perforados.
La calificación de los pozos terminados con resultados negativos se muestra
en la Figura 2.2.
NOTA: la calificación inicial y final de un pozo no puede ser cambiada luego de que
adquiera carácter oficial.
23

40. B-2c
DESCUBRIDOR
DE
NUEVOS
YACIMIENTOS
C-2c
EXPLORATORIO
DE
NUEVOS
YACIMIENTOS
FUERA
DEL
AREA
PROBADA
A-2c
DE
NUEVOS
YACIMIENTOS
PARA
DESCUBRIR
NUEVOS
YACIMIENTOS
EN
ESTRUCTURAS
O
FORMACIONES
YA
PRODUCTIVAS
NOTA:
LA
CLASIFICACIÓN
DESPUES
DE
LA
PERFORACIÓN
BIEN
PUEDE
NO
CORRESPONDER
HORIZONTALMENTE
A
LA
CLASIIFICACIÓN
ANTES
DE
PERFORAR
EL
POZO,
YA
QUE
DE
RESULTAR
SECO
EL
OBJETIVO
ORIGINAL
PUEDE
HABERSE
COMPLETADO
EN
OTRO
YACIMIENTO.
CLASIFICACIÓN
DE
LOS
POZOS
PETROLEROS
EXPLORATORIOS
-
CLASIFICACIÓN
LAHEE
-6000
'
-7
00
0'
-200
0'
-4000
'
-3000
'
-5000
'
-40
00
'
-6
0
0
0
'
-7
0
0
0
'
A-2a
A-0
-50
00
'
AGUA
SUPERFICIE
2000'
C-1
4000'
8000'
6000'
-8
00
0'
PETRÓLEO
A-2b
A-1
A-0
A-2a
B-0
GAS
PETRÓLEO
GAS
DENTRO
DEL
AREA
PROBADA
FUERA
DEL
AREA
PROBADA
DENTRO
DEL
AREA
PROBADA
A-1
A-2b
L
D
OBJETIVO
ORIGINAL
PARA
DESARROLLAR
Y
EXTENDER
YACIMIENTOS
AREA
DONDE
SE
PERFORA
AGUA
AGUA
14000'
10000'
12000'
A-2c
16000'
PETRÓLEO
A-2a
DE
YACIMIENTOS
SUPERIORES
A-2b
DE
YACIMIENTOS
PROFUNDOS
A
(
E
X
P
L
O
R
A
T
O
R
I
O
)
CLASIFICACIÓN
ANTES
DE
LA
PERFORACIÓN
A-0
DE
DESARROLLO
A-1
DE
AVANZADA
SUPERFICIE
A-2c
A-3
PETRÓLEO
-
6
0
0
0
'
NORTE
AGUA
A-3
-300
0'
-40
00
'
-
5
0
0
0
'
AREA
NO
PROBADA
CLASIFICACIÓN
DESPUES
DE
LA
PERFORACIÓN
FALLA
PETRÓLEO
AREA
PROBADA
FALLA
B-2a
DESCUBRIDOR
DE
YACIMIENTOS
SUPERIORES
B-2b
DESCUBRIDOR
DE
YACIMIENTOS
PROFUNDOS
B-0
DE
DESARROLLO
B-1
DE
EXTENSIÓN
RESULTADOS
POSITIVOS
B
(
P
R
O
D
U
C
T
O
R
)
RESULTADOS
NEGATIVOS
C
(
S
E
C
O
)
C-0
DE
DESARROLLO
C-1
DE
AVANZADA
C-2a
EXPLORATORIO
DE
YACIMIENTOS
SUPERIORES
C-2b
EXPLORATORIO
DE
YACIMIENTOS
PROFUNDOS
PARA
DESCUBRIR
NUEVOS
CAMPOS
AREAS
NUEVAS
A-3
EXPLORATORIO
DE
NUEVOS
CAMPOS
B-3
DESCUBRIDOR
DE
NUEVOS
CAMPOS
C-3
EXPLORATORIO
DE
NUEVOS
CAMPOS
Figura
2.2
-
Calificación
Lahee
Modificada
por
el
MENPET.
Tomado
y
modificado
de:
Palop
(2004),
calificación
de
pozos
en
función
de
su
objetivo
primario
y
los
resultados
del
mismo.
24

41. 3. CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
La metodología utilizada para el desarrollo del presente Trabajo Especial de Grado se
basa en el análisis comparativo de las definiciones, procedimientos y métodos de
cálculo de las reservas de hidrocarburos y en la elaboración de la propuesta de la
estructura del Informe Técnico, que debe acompañar el sometimiento de reservas ante
el MENPET, a partir de la evaluación de distintos Sometimientos utilizados como
modelo y con la asesoría del personal de dicho organismo.
Este análisis consistió en la comparación de las definiciones de reservas y de los
procedimientos para el cálculo las mismas. Se tomaron como base las definiciones y
los procedimientos de cálculo indicados en el Manual Vigente del MENPET y se
compararon con las Definiciones de reservas de hidrocarburos y procedimientos
para su cálculo de la SPE y el WPC. Así mismo, los procedimientos para el cálculo
de reservas se compararon con los procedimientos indicados en la bibliografía
actualizada, la cual se encuentra en las referencias bibliográficas del presente
Trabajo Especial de Grado. Se indicaron las diferencias y similitudes de forma
individual, dividiendo cada definición, procedimiento o método en Ítems. Basados en
dichas diferencias y similitudes, se procedió a la elaboración de las recomendaciones
que servirían de base para la redacción de una nueva definición o procedimiento de
cálculo propuesto.
25

42. Cada Ítem se dispuso en una tabla comparativa la cual consta de cuatros columnas
las cuales representan:
• 1era
Columna: definición, procedimiento o método contenidos en
“Definiciones y Normas de las Reservas de Hidrocarburos” (Manual Vigente
del MENPET)
• 2da
Columna: definiciones contenidas en la SPE y el WPC y los
procedimientos o métodos contenidos en las referencias bibliográficas
consultadas
• 3era
Columna: comparación, indicando las diferencias y similitudes entre las
dos columnas anteriores, junto con las recomendaciones que surgieron de
dicha comparación
• 4ta
Columna: definición, procedimiento o método propuestos de acuerdo a las
recomendaciones hechas en la columna anterior
La tres primeras columnas de la Tabla Comparativa realizada en el presente TEG se
muestran en el Anexo A. Para los fines de la presentación de los resultados obtenidos
del análisis comparativo sólo se muestra la información correspondiente a la 4ta
columna de dicha tabla en el Capítulo IV.
Para la creación de la nueva estructura del Informe Técnico, se hizo la revisión de los
distintos Sometimientos de reservas presentados por las compañías operadoras ante la
División de Exploración y Reservas de Hidrocarburos del MENPET.
26

43. La información disponible se recopiló a través de fuentes audiovisuales y
bibliográficas.
Información audiovisual
La asesoría de los ingenieros y técnicos de la División de Exploración y Reservas de
Hidrocarburos del MENPET jugó un papel primordial en la elaboración de la
propuesta de los conceptos de reservas de hidrocarburos y al Informe Técnico. En las
reuniones con los ingenieros y técnicos, los Tutores Industriales y en las distintas
presentaciones de avance del Trabajo Especial de Grado, el personal de dicha
Dirección aportó sus inquietudes y estableció las pautas que le dieron forma a la
propuesta de los conceptos de reservas y del Informe Técnico en lo referente a:
• Estructuración de la propuesta del Informe Técnico
• Uso de los conceptos y definiciones relacionados con la revisión y validación
de Sometimientos de reservas
• Enfoque actual del MENPET en materia de revisión y validación de reservas
de hidrocarburos
• Incorporación de la relación entre calificaciones de pozos exploratorios y de
reservas de hidrocarburos (Calificación Lahee modificada y calificación de
reservas de acuerdo al grado de incertidumbre)
• La formulación matemática de los distintos métodos para el cálculo de las
reservas de hidrocarburos y la forma como esta información podrá ser
validada
27

44. • La incorporación de los procedimientos probabilísticos
Información bibliográfica
La revisión de las fuentes bibliográficas consistió inicialmente en el análisis de los
distintos tipos de Sometimientos de reservas de hidrocarburos (descubrimientos,
extensiones y revisiones) escogidos por el personal del MENPET, en función de las
distintas áreas geográficas del país de donde provenían y de los distintos tipos de
hidrocarburos.
Análisis de un grupo de sometimientos de actualización de reservas de hidrocarburos,
bajo la supervisión y guía de los ingenieros del MENPET, de manera tal que los
tesistas se familiaricen con los procesos administrativos del Ministerio y las diversas
revisiones que se hayan realizado a dichos sometimientos.
Revisión teórica de los conceptos relacionados con Cálculo de Reservas, tales como:
factor de recobro, métodos de producción, presión y temperatura de yacimiento, entre
otros.
El análisis de los sometimientos se realizó con el fin de familiarizar a los estudiantes
con la estructura de los mismos, su contenido y con la metodología empleada por las
distintas operadoras para calcular y presentar los estimados de reservas. Dicho
análisis consistió en la identificación de las partes que lo componen (Carta de
Solicitud, Informe Técnico, Hojas de Datos Básicos, Mapas y Anexos) y en la
revisión del contenido de cada una de ellas.
28

45. Para el Informe Técnico que acompaña el sometimiento de reservas, se identificó la
información necesaria que soporta el estimado de reservas. En base a la misma se
determinaron las condiciones que deben exigirse para su presentación.
29

46. 4. CAPÍTULO IV
RESULTADOS OBTENIDOS DEL ANÁLISIS COMPARATIVO Y VALIDACIÓN
DE LOS ESTIMADOS DE RESERVAS
4.1.Definiciones propuestas
Las definiciones que se proponen a continuación corresponden al contenido de la
cuarta columna de la Tabla Comparativa Anexo A. Las mismas se obtuvieron
a partir de las Recomendaciones indicadas en la tercera columna de dicha tabla
El análisis comparativo, las recomendaciones y las definiciones y procedimientos
propuestos, se encuentran en la Tabla Comparativa contenida en su totalidad en el
Anexo A del presente TEG de este Informe Final.
4.1.1. Reservas, definición general
Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes que se estiman recuperar
comercialmente provenientes de acumulaciones conocidas, y en un lapso
determinado. De acuerdo con el nivel de certeza asociado a la información
geológica, de ingeniería y/o las condiciones económicas existentes para el
momento de la estimación, estas reservas se califican en Reservas Probadas,
Reservas Probables y Reservas Posibles, cada una con un nivel creciente de
incertidumbre asociado, el cual refleja la probabilidad de la recuperación de
las mismas.
Toda estimación de reservas se hace bajo condiciones de incertidumbre. El
procedimiento de estimación se califica como determinístico cuando se
30

47. reporta un valor único, el cual representa el mejor estimado de reservas,
basado en la información geológica y de ingeniería disponible, y a las
condiciones económicas existentes para ese momento. Los métodos
determinísticos utilizados para el cálculo de reservas son: el Método por
Analogía (analítico y estadístico), el Método Volumétrico, Balance de
Materiales y el Método de Rendimiento (análisis de declinación). El
procedimiento se denominará probabilístico cuando la información conocida
de ingeniería, geología y las condiciones económicas sustenten la generación
de un rango de estimados y las probabilidades asociadas al mismo.
Debido a la condición de incertidumbre inherente a la estimación, las reservas
requieren ser revisadas continuamente a medida que la información geológica,
de ingeniería y las condiciones económicas varíen en el tiempo. A partir de un
descubrimiento de reservas se pueden generar modificaciones en las mismas,
en la medida que se disponga de mayor y mejor información sobre el área en
estudio.
En el sometimiento de cálculos y cambios de reservas ante el MENPET debe
especificarse si se debe a descubrimientos de nuevos yacimientos,
extensiones de reservas ya existentes gracias al proceso de delineación de los
yacimientos o por revisiones geológicas que generen una modificación de las
reservas, debido a una mayor cantidad de información disponible sobre el área
en estudio. El MENPET controla estos sometimientos mediante el uso de
Formatos de Hoja de Datos Básicos, así como mapas e información técnica
31

48. geológica. Estos deben contener: el nombre de la operadora, el tipo de
sometimiento (descubrimiento, extensión o revisión), la jurisdicción, zona y
yacimiento y el tipo de reserva asociada y una serie de información y cálculo
de valores. Los formatos indicados deben ir acompañados de una descripción
general de la geología del área en estudio y de la información de ingeniería
recopilada, así como también de pruebas y toda la información que los
sustenten.
Otra manera de calificar los estimados de reservas se basa en el tipo de
energía utilizada para su recuperación, bien sea a través de la energía natural
del yacimiento o a través de técnicas de recuperación suplementaria, en las
que se incluyen todos aquellos procedimientos empleados para suplementar la
energía natural o alterar las fuerzas naturales dentro del yacimiento. Esto con
el fin de incrementar el recobro final de hidrocarburos. Algunos ejemplos de
estos métodos son: mantenimiento de presión usando gas o agua, métodos
térmicos, inundación química y el uso de fluidos de desplazamiento miscibles
e inmiscibles.
Se establecerá la diferencia entre los conceptos de hidrocarburos
originalmente en sitio y reserva, donde hidrocarburos originalmente en sitio
se refiere a los volúmenes de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento, y
reservas como la fracción que se anticipa recuperar de esos hidrocarburos
originalmente en sitio. Ello obliga a estimar factores confiables de recobro y a
32

49. indicar bajo qué condiciones se espera lograr dicho factor de recobro (presión
de abandono, control de agua, corte de agua y otros).
4.1.2. Reservas probadas, definición
Son los volúmenes de hidrocarburos que mediante el análisis de la
información geológica y/o de ingeniería, pueden ser estimados con razonable
certeza para ser recuperados comercialmente bajo las condiciones actuales,
las cuales incluyen los métodos de operación y las regulaciones
gubernamentales. Si para su estimación se emplean procedimientos
determinísticos, el término “razonable certeza” expresa un alto grado de
confianza en que los volúmenes de hidrocarburos serán recuperados. Si se
emplean procedimientos probabilísticos, el término “razonable certeza”
expresa que al menos el 90% de los volúmenes recuperados igualarán o
excederán el estimado.
De acuerdo al grado de desarrollo, las áreas que contienen reservas probadas
se califican en dos categorías: desarrolladas y no desarrolladas.
Se califican como desarrolladas si las reservas son recuperables
comercialmente a través de pozos e instalaciones que estén operativas al
momento de realizar la estimación. Dentro de esta definición, se incluyen las
reservas detrás de la tubería revestidota, que requieren un costo menor y por
lo general no requieren el uso del taladro para incorporarlas a producción.
También se incluyen las que se esperan obtener mediante la aplicación de
33

50. métodos comprobados de recuperación suplementaria, cuando los equipos
necesarios hayan sido instalados.
Las reservas probadas no desarrolladas son aquellas que sólo serán
comercialmente recuperables, en la medida que se realicen actividades
adicionales en el área, tales como: perforar nuevos pozos, profundizar en los
pozos existentes o incorporar nuevas instalaciones. Dentro de esta definición
se incluyen las reservas detrás de la tubería, que requieren de un costo mayor
para incorporarlas a producción.
En general, las reservas se consideran probadas si la productividad comercial
del yacimiento está respaldada por pruebas de producción o de formación, o
también, a través de registros (perfiles) de pozos y/o análisis de núcleos que
indiquen la presencia de hidrocarburos sólo en yacimientos, que se encuentren
en el mismo horizonte o cercanos a otros, que estén produciendo o que hayan
demostrado su capacidad de producción a través de pruebas exitosas de
producción o de formación.
Bajo estas suposiciones, son ejemplos típicos de reservas probadas los
siguientes casos:
1. Los volúmenes de hidrocarburos producibles considerados comerciales, en
áreas donde se han realizado con éxito pruebas de producción y/o
formación
34

51. 2. Los volúmenes producibles del área de un yacimiento, que ha sido
delimitado por la información estructural, estratigráfica, de contactos de
fluidos de los pozos perforados en ellas o por límites arbitrarios razonables
3. Los volúmenes de hidrocarburos producibles comercialmente en áreas
adyacentes a las ya perforadas, cuando exista razonable certeza de su
productividad comercial, basándose en estudios económicos de
factibilidad que la soporten
4. Los volúmenes producibles de las áreas aún no perforadas, situadas entre
yacimientos conocidos, donde las condiciones geológicas indiquen
continuidad
5. Los volúmenes adicionales de hidrocarburos que se pueden obtener
mediante la aplicación de proyectos comerciales de recuperación
suplementaria planificados o en operación, tales como: inyección de
gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, recuperación térmica u
otros
6. Los volúmenes adicionales de hidrocarburos que se pueden obtener
mediante la aplicación de proyectos de recuperación suplementaria
comprobados, para los que exista certeza razonable de su implementación
y que cumplan con las siguientes condiciones:
a. Cuando se tenga un estudio de factibilidad de ingeniería y geología
apoyado en simulación de yacimientos, que recomiende la
35

52. recuperación de un volumen adicional de reservas, en aquellos
casos de yacimientos que por sus características especiales lo
ameriten (rocas, fluidos, mecanismos de producción, etc.).
b. Que el estudio de factibilidad de geología e ingeniería que lo
sustenta esté basado en un Proyecto Piloto exitoso o en una
respuesta favorable a un proyecto experimental, instalado en el
mismo yacimiento o en otro yacimiento análogo.
4.1.3. Reservas probables, definición
Las reservas probables son los volúmenes de hidrocarburos para los cuales el
análisis de la información geológica y/o de ingeniería sugiere una
probabilidad alta de recuperación, aunque menor a la de las reservas
probadas. Si se emplean procedimientos probabilísticos para su estimación,
las reservas probables deben tener por lo menos un 50% de probabilidad de
materializarse. Por ello el volumen total acumulado de reservas tiene esa
probabilidad (50%) de ser igual o mayor que la sumatoria de las reservas
probadas más las probables. La estimación de reservas probables debe
adecuarse a las condiciones actuales en lo referente a los métodos de
operación y regulaciones gubernamentales.
En general las reservas se consideran probables cuando:
• A partir de la información suministrada por pruebas de formación,
registros (perfiles) de pozos o análisis de núcleos, la presencia de
36

53. hidrocarburos y su productividad comercial poseen un mayor grado
de incertidumbre al de las reservas probadas
• La interpretación geofísica y geológica indica que el área en estudio se
encuentra en una posición estructural más alta que el área probada
• En áreas donde la información de subsuelo no es adecuado y en
aquellas áreas cuyas características no son análogas a la de
yacimientos productores en las cercanías
A continuación, y en base a las suposiciones antes indicadas, se enumeran y
describen los tipos de reservas probables denominados Series, las cuales se
enumeran desde la Serie 100 hasta la 500. El número de la serie aumenta
según el incremento de la incertidumbre asociada.
Serie 100:
Son los volúmenes de hidrocarburos que podrían recuperarse de yacimientos
en cuyos pozos no se han efectuado pruebas de producción, pero que las
características de los perfiles petrofísicos indican con certeza razonable la
probabilidad de su existencia, siempre que dichas características no sean
análogas a las de yacimientos probados ni productores en el área. Estos
volúmenes se identifican como reservas detrás de la tubería revestidora.
Serie 200:
Son los volúmenes de hidrocarburos que podrían recuperarse, provenientes de
una distancia razonable fuera de los límites del área probada y donde no se
37

54. han determinado los límites del yacimiento (contacto de fluidos,
estratigráficos, etc.) en función del pozo estructuralmente más bajo. Por ello,
es necesario perforar pozos de avanzada para delimitar el yacimiento
existente. Según la calificación Lahee para pozos, los pozos de avanzada
corresponden a la calificación inicial A1.
Serie 300:
Son los volúmenes de hidrocarburos que pudieran contener las áreas
adyacentes a yacimientos conocidos, pero separados de éstas por fallas
sellantes, siempre que en dichas áreas exista certeza razonable de tener
condiciones geológicas favorables, para la acumulación de hidrocarburos y
que las mismas se encuentren en una posición estructural más alta, que la del
área probada.
Serie 400:
Son los volúmenes de hidrocarburos que pudieran obtenerse como resultado
de la aplicación de métodos comprobados de recuperación suplementaria
cuando:
• El método ha sido comprobado mediante su aplicación exitosa y
repetida
• Existen planes para un Proyecto Piloto, aunque aun no esté en
operación.
38

55. • Las características del yacimiento deben ser favorables para la
aplicación comercial de ese método de recuperación.
Serie 500
Son los volúmenes adicionales a las reservas probadas de un yacimiento que
podrían obtenerse de la reinterpretación de sus parámetros, su
comportamiento, cambios en el patrón de desarrollo (modificación del
espaciamiento, perforación horizontal, etc.), o también atribuibles a
reparaciones, tratamientos, retratamiento, cambios en el equipamiento u otros
procesos mecánicos.
4.1.4. Reservas posibles, definición
Las reservas posibles son los volúmenes de hidrocarburos para los cuales el
análisis de la información geológica y/o de ingeniería sugiere, que la
probabilidad de recuperar dichas reservas es menor a la de las reservas
probables. Si se usan procedimientos probabilísticos para su estimación, las
reservas posibles deben tener por lo menos un 10% de probabilidad de
materializarse. Por ello, la cantidad o volumen total acumulado de reservas
tiene esa probabilidad (10%) de ser igual o mayor que la sumatoria de las
reservas probadas más las probables y las posibles. La estimación de las
reservas posibles debe adecuarse a las condiciones actuales, enmarcadas en
los métodos de operación y regulaciones gubernamentales.
En general, las reservas se consideran posibles cuando:
39

56. • Se determina un alto grado de incertidumbre de la información
obtenida por pruebas de producción en yacimientos análogos, pruebas
de formación, a través de registros o perfiles de pozos, análisis de
núcleos, la interpretación geofísica y geológica del área
• Los volúmenes estimados no pueden ser producidos debido a las
condiciones económicas en el momento de la estimación, pero
podrían ser rentables en condiciones económicas futuras
A continuación, y en base a las suposiciones anteriores, se indican y describen
los tipos de reservas posibles denominados Series, las cuales se enumeran
desde la Serie 600 hasta la 1100. El número de la serie aumenta según el
incremento de la incertidumbre asociada.
Serie 600:
Son los volúmenes de hidrocarburos sustentados por pruebas de producción o
de formación, que no pueden ser producidos debido a las condiciones
económicas en el momento de la estimación, pero que podrían ser rentables
bajo condiciones económicas futuras razonablemente ciertas.
Serie 700:
Son los volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en formaciones
cuyos perfiles de pozos o núcleos de formación (con altos grados de
incertidumbre) poseen características que indican la existencia de los
hidrocarburos, pero que su productividad comercial no es rentable.
40

57. Serie 800:
Son los volúmenes de hidrocarburos que podrían existir en áreas donde la
interpretación de la información geofísica y geológica indica la existencia de
una estructura mayor, que la incluida dentro de los límites de reservas
probadas y probables y cuando la perforación de pozos adicionales fuera del
área probada o probable ofrece menor certeza de resultados positivos.
Serie 900:
Son los volúmenes que podrían existir en bloques fallados no probados,
adyacentes a yacimientos probados, donde existe una duda razonable sobre
si esos bloques contienen volúmenes recuperables o si el mismo se encuentra
en una posición estructural más baja.
Serie 1000:
Son los volúmenes de hidrocarburos adicionales en yacimientos cuyas
características geológicas y de fluidos indican posibilidad de éxito, si son
sometidos a métodos de recuperación suplementaria, cuando se cumplan las
siguientes condiciones:
• Existen planes para un Proyecto Piloto, aunque aun no está en
operación
• Las características de la roca, fluidos y el yacimiento son tales que
existe una duda razonable de que el proyecto será comercial
41

58. Serie 1100:
Son los volúmenes de hidrocarburos adicionales a las reservas probadas o
probables que se estiman recuperar debido a la reinterpretación de los
parámetros del yacimiento, cambios en el patrón de desarrollo (espaciamiento,
perforación horizontal, etc.).
4.2.Procedimientos y métodos para la estimación de las reservas
Para la estimación de las reservas de hidrocarburos se pueden utilizar tanto
procedimientos determinísticos como probabilísticos, los cuales se diferencian
entre sí de acuerdo al manejo de las incertidumbres de las variables asociadas al
cálculo de reservas. Los métodos usados para dichos cálculos pueden
desarrollarse aplicando cualquiera de los procedimientos descritos anteriormente
y el uso de los mismos, depende de la etapa o el desarrollo en que se encuentre el
yacimiento, pozo o área en estudio. Dichos métodos requieren de información
específica distinta. En muchos casos pueden combinarse entre si para obtener un
estimado más confiable de reservas.
Los métodos determinísticos aceptables para la estimación de las reservas de
hidrocarburos son:
• Método por Analogía / Estadístico
• Método Volumétrico
• Método de Balance de Materiales
• Curvas de Comportamiento y Declinación
42

59. • Método de Simulación
El empleo del procedimiento probabilístico consiste en llevar a cabo un
análisis probabilístico dentro de cualquiera de los métodos aquí
mencionados. Esto se logra utilizando métodos probabilísticos, tales como:
• Árbol de probabilidades
• Simulación Monte Carlo
4.2.1. Procedimientos determinísticos
Los procedimientos determinísticos usan el “mejor estimado” o el “valor
verdadero” de cada parámetro relevante requerido para calcular reservas. A
partir de dichos parámetros se determina el mejor estimado único de reservas,
el cual puede ser calificado como probado, probable o posible, basándose en
el juicio técnico del ingeniero responsable del calculo y en las pautas
empleadas para determinar la probabilidad de producir dichas reservas.
Aunque se ha reconocido que existe cierto nivel de incertidumbre en la
estimación de reservas mediante la aplicación de procedimientos
determinísticos, la mayoría de la literatura sobre estimación de reservas se ha
enfocado en el uso de estos procedimientos.
4.2.1.1.Método por Analogía/Estadístico
Este método se aceptará para estimar las reservas de hidrocarburos. Se
utiliza en casos donde la información básica del yacimiento no ha sido
definida y para compensar esta falta de información se usan los datos de
43

60. yacimientos, pozos o áreas cercanas con características geológicas,
petrofísicas y de ingeniería análogas. Una debilidad de este método es que
es el menos exacto y se utiliza en las etapas tempranas de desarrollo del
yacimiento, en combinación con el Método Volumétrico.
4.2.1.2.Método Volumétrico
Este método será aceptable en las etapas tempranas de desarrollo del
yacimiento, cuando se posee información precisa del subsuelo y sísmica,
para así poder preparar mapas estructurales e isópacos del yacimiento o
área en estudio. Estos mapas tienen como objetivo:
• Estimación de hidrocarburos originalmente en sitio
• Identificación de áreas adicionales para desarrollar
La fracción de hidrocarburos originalmente en sitio que es comercialmente
recuperable puede ser estimada usando una combinación con el Método
por Analogía / Estadístico.
Cuando la configuración geológica es compleja (es decir una estructura
caracterizada por numerosas fallas y/o estratigráficamente compleja) el
método volumétrico generará una estimación poco confiable de las
reservas hasta que haya producción histórica del área o yacimiento en
estudio.
44

61. 4.2.1.3.Método de Balance de Materiales
Este método se usará y será aceptable para calcular los volúmenes de
hidrocarburos originalmente en sitio y los probables mecanismos de
producción del yacimiento. Este método se aceptará para ser utilizado
cuando exista suficiente información específica y precisa de los fluidos
(petróleo, gas y agua), historia de las presiones de fondo e información
PVT representativa de las condiciones iniciales del yacimiento. Se debe
tomar en cuenta que para que estos datos sean confiables, el yacimiento
debe haber alcanzado un estado semiestable. Es decir, las presiones
transientes deben haber afectado buena parte del sistema de roca y fluidos.
4.2.1.4.Análisis de las Curvas de Comportamiento y Declinación de
Producción
Este método se usa con el fin de estimar las reservas de hidrocarburos de
forma directa y en el diagnóstico del mecanismo de empuje en el
yacimiento, pozo o área en estudio, cuando se posea información precisa
de la historia de producción y presión. Este método permite estimar:
• Hidrocarburos originalmente en sitio y factores de recobro
• Reservas desarrolladas y no desarrolladas de hidrocarburos
• Pronósticos de producción
• Tiempo de vida productivo del yacimiento, pozo o área en estudio
• Análisis del comportamiento de producción de los fluidos
45

62. Los análisis con este método serán aceptables en una etapa ya madura de
producción del yacimiento, cuando se conozca la producción por pozo y/o
yacimiento. Por ser un método empírico, el resultado de la interpretación
de las curvas depende del juicio técnico de la persona que los lleva a
cabo. La validez de los resultados del análisis depende de las condiciones
de producción del pozo o área en estudio en el periodo de evaluación.
Se puede obtener la declinación de un pozo, graficando su producción con
respecto al tiempo. En caso de que se posean varios pozos, se procederá a
dividir la producción total entre el número de pozos activos para ese
momento. La tendencia observada de la producción promedio con respecto
al tiempo dará como resultado la declinación.
4.2.1.5.Método de Simulación
El Método de Simulación, es un conjunto de programas de computación
que, mediante algoritmos apropiados, resuelve numéricamente las
ecuaciones del modelo matemático que representa el yacimiento. Así se
obtienen soluciones aproximadas de tales ecuaciones. Estas soluciones
no son exactas, aunque la aproximación resultante generalmente es buena.
La simulación se usa para la estimación de hidrocarburos originalmente en
sitio y para los casos de estudios complejos de yacimientos, donde hay
numerosos pozos y donde existen varios tipos de complicaciones
adicionales como fallas, heterogeneidades, variaciones en las propiedades
de los fluidos, etc. Igualmente es imprescindible en los casos de estudios
46

63. de recuperación secundaria o mejorada, para las cuales los modelos
analíticos son insuficientes.
La simulación de yacimientos es capaz de tomar en cuenta todas las
variaciones que puedan ocurrir en el yacimiento, con lo que puede dar
resultados más satisfactorios que los analíticos por estar más cercanos a la
realidad.
El uso de los simuladores de yacimientos permite:
• Pronosticar el comportamiento futuro de los yacimientos
sometidos a diferentes esquemas de producción, basándose en
una historia previa y en su comportamiento actual
• Obtener resultados aproximados para diferentes esquemas de
desarrollo y producción, lo cual es de gran ayuda en la
selección de las condiciones óptimas de explotación
• Monitorear los procesos de inyección de fluidos
• Apoyar la caracterización del yacimiento, con el consecuente
aumento del factor de recobro, la disminución de costos de
producción y el aumento del valor presente
Aplicaciones y ventajas
• Toman en cuenta las variaciones espaciales y temporales en
presión, rocas, fluidos, geometría, pozos, etc.
47

64. • Es insumo para el análisis económico de proyectos
• Ofrece credibilidad y objetividad
• Da apoyo en la toma de decisiones
• Ayuda en el monitoreo del comportamiento del yacimiento
• Permite la generación de diferentes escenarios de producción
• Da las bases para la optimización de políticas de explotación
• Permite realizar los estudios requeridos por las autoridades
gubernamentales.
Tipos de estudios que se pueden realizar
Los simuladores de yacimientos pueden utilizarse para diferentes tipos de
estudio:
• Simulación de yacimientos completos
• Simulación de sectores de un yacimiento
• Simulación de casos de laboratorio
• Simulación del comportamiento de un solo pozo
• Simulación del comportamiento de un proceso
Para cada uno de estos estudios, se utiliza un tipo diferente de modelo
geométrico o malla.
48

65. 4.2.2. Procedimientos probabilísticos
4.2.2.1.Antecedentes
Los ingenieros de yacimientos saben que existe una incertidumbre
asociada a cualquier información geológica o de ingeniería y en
consecuencia, cualquier cálculo realizado con las mismas. Sin embargo,
este grado de incertidumbre específico no se determina ni se indica en la
mayoría de los cálculos realizados en la ingeniería de yacimientos.
Históricamente, los estimados de reservas se han obtenido mediante
procedimientos determinísticos, en los cuáles se obtiene un valor único y
el grado de incertidumbre asociado a éstos sólo se indica a través de
términos como probado, probable o posible. La única información
adicional acerca del grado de incertidumbre la describe el estado de la
producción o del desarrollo, por ejemplo: produciendo, detrás de tubería o
no desarrolladas.
El término determinístico refleja el uso actual del término por la
industria, aunque en el estricto sentido de la palabra dicho término
implica una respuesta única a un grupo de hechos y leyes naturales. En
este contexto la estimación de reservas de hidrocarburos involucra tanto
hechos inciertos como leyes naturales pobremente definidas, por lo que
los estimados de reservas no son únicos y difícilmente pueden ser
considerados determinísticos (en el estricto sentido de la palabra).
49

66. Los estimados determinísticos se aceptan en configuraciones geológicas y
áreas operativas donde la industria tiene experiencia sustancial o también
en campos maduros totalmente desarrollados, los cuales son escenarios
con una incertidumbre asociada relativamente baja.
Actualmente, para las configuraciones geológicas o áreas operativas
nuevas, la industria ha desarrollado procedimientos probabilísticos para
estimar y calificar las reservas. Estos procedimientos se usan para
cuantificar el grado de incertidumbre en un rango potencial de reservas
atribuidas a exploraciones o explotaciones riesgosas.
4.2.2.2.Consideraciones estadísticas
La discusión y comparación de los procedimientos probabilísticos
involucra el uso de términos básicos de estadística. La estadística tiene
que ver con conjuntos de muestras de poblaciones y provee métodos para
caracterizar estos conjuntos, como medidas de la naturaleza de las
poblaciones. Por ejemplo, la información de núcleos y perfiles se
considera una muestra de la cual se pueden estimar algunas de las
características del yacimiento (población).
Distribuciones de frecuencias teóricas
Para facilitar los cálculos y la comparación, es conveniente aproximar los
conjuntos de información usando distribuciones de frecuencias teóricas.
50

67. Las distribuciones de frecuencias se denominan funciones de densidad de
probabilidad o FDP.
Existen varios tipos de FDP que se usan para aproximar observaciones
específicas de un yacimiento tales como: porosidad, permeabilidad,
saturación irreducible de agua, etc. Las distribuciones asociadas a estas
observaciones pueden ser simétricas o sesgadas.
Las FDP tienen ciertos atributos que son relevantes para los cálculos
probabilísticos. Estos son; por ejemplo:
• El promedio aritmético, media o valor esperado
• La mediana o percentil 50
• El grado de variación o desviación estándar
• La naturaleza de la distribución de valores sobre la moda o el tipo
y el grado del sesgo
La distribución de reservas iniciales, para un conjunto de pozos en un área
geológica determinada, puede ser aproximada por una FDP logarítmica
normal. Tales distribuciones exhiben un sesgo positivo (ver Figura 4.1)
51

68. Figura 4.1 – Aproximación logarítmica normal de una distribución de reservas iniciales
(Fuente: SPE y WPC)
Si las FDP de los logaritmos de los valores de producción acumulada
(Npa) se pueden aproximar a una FDP Gausiana, como la representada
por la curva “B”, entonces las FDP de la curva “A” se denominan
logarítmica normales.
Las FDP acumuladas, también denominadas Función de Densidad
Acumulada o FDA, se expresan generalmente en forma decimal y son
numéricamente equivalentes al percentil. Las mismas se determinan
graficando la suma acumulada de las probabilidades versus el eje X. En la
Figura 4.2 se puede observar una FDP triangular (usada para aproximar
distribuciones sesgadas, como la curva A en la Figura 4.1) y su
52

69. correspondiente FDA (denominada “ ( )
∑ X
Pr ” y representada en el
gráfico por la línea punteada). El complemento de la FDA se denomina
curva de expectativas (denominada “ ( )
X
Xa ≥
Pr ” y está representada en
el gráfico con una línea sólida). La curva de expectativas indica la
probabilidad de que el valor indicado “ ” igualará o excederá el valor
estimado “ ”. Por ejemplo, en la Figura 4.2 existe un 10% de
probabilidad de que el valor existente será igual o mayor que 73 MMBNS.
a
X
X
Figura 4.2 – Distribución de frecuencias mostrando las FDA y la Curva de Expectativas
53

70. El término expectativa se usa para indicar volúmenes diferentes pero
relacionados entre si. Uno de éstos es el valor promedio de volumen en
una distribución y el otro la probabilidad de que un valor determinado
de volumen de una distribución iguale o exceda el valor estimado. Para
evitar confusiones, se usará el término expectativa (sin modificadores)
como el volumen esperado, o el promedio de la variable X. La frase
“Curva de Expectativas” se refiere al complemento de la probabilidad
acumulada de la variable X. Por ejemplo, la frase “expectativa al P90”,
será usada para indicar un 90% de probabilidad de que el volumen
existente o a obtenerse igualará o excederá el volumen estimado.
No debe confundirse el término “percentil” con el término “expectativa”.
El percentil es el equivalente numérico de la FDA. Por ejemplo, “90% de
los valores en una distribución son menores que el valor P90”. En
contraste, la expectativa es el complemento de la FDA, por lo que de
acuerdo al ejemplo anterior se dice, “existe un 10% de probabilidad de que
los valores en la distribución excederán el valor P90”.
4.2.2.3.Descripción de los procedimientos probabilísticos
El método de estimación y calificación de reservas se denomina
probabilístico, cuando la información conocida de geología e ingeniería se
utiliza para generar un rango de estimados y sus probabilidades
asociadas. Expandiendo esta definición, una estimación y calificación de
reservas se considera probabilística si involucra:
54

71. • El uso de valores provenientes de un rango o de una FDP de cada
parámetro de entrada, para calcular otro rango o FDP de estimados de
hidrocarburos en sitio o reservas
• La calificación de hidrocarburos probados, probables o posibles dentro
del rango calculado, basados en las FDA de los volúmenes calculados
Para los estimados por analogía, o para cálculos analíticos, el rango de las
FDP de cada parámetro de entrada puede basarse en una combinación de
analogía, análisis estadístico o simplemente en un juicio profesional. Para
los estimados por el análisis de las curvas de comportamiento y
declinación, los parámetros de entrada serán la historia de presión y
producción.
Dependiendo del propósito del estimado, la estimación y calificación de
reservas usando procedimientos probabilísticos puede aplicarse en los
siguientes casos:
• Áreas perforadas y no perforadas por separado
• Segmentos de falla perforados y no perforados
• Áreas probadas definidas por las regulaciones pertinentes
• Capa de gas y/o columna de petróleo por separado
• Acumulación completa
• Áreas asignadas a distintas operadoras
55

72. • Pozos por separado o como parte de un conjunto, en un programa
de perforación
En los casos en que no hayan sido perforadas las áreas adyacentes a un
nuevo descubrimiento, puede haber una incertidumbre considerable sobre
el contenido de fluidos y la comercialidad de las áreas o bloques de falla
no perforados. En estas situaciones podría ser apropiado usar por separado
los procedimientos probabilísticos para las áreas perforadas y para las no
perforadas.
Las calificaciones de reservas según los procedimientos probabilísticos se
basan en las FDA de los volúmenes de hidrocarburos estimados.
Dependiendo del propósito de dicho estimado, estos volúmenes pueden
incluir hidrocarburos en sitio y/o reservas. Las FDA se expresan como una
curva de expectativas como se ilustra en la Figura 4.3. En esta curva se
indica para los percentiles P90, P50 y P10 la calificación de reservas
acumuladas probadas, probadas mas probables y probadas mas probables
mas posibles, respectivamente.
56

73. Curva de Expectativas (Enfoque acumulativo)
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Estimado de Reservas [MMBNP]
Probabilidad
Acumulada
Probadas
Probables
Posibles
Figura 4.3 – Interpretación acumulativa de la curva de expectativas, Ejemplo
Adicionalmente a la interpretación acumulativa antes descrita, existe
una interpretación incremental de la curva de expectativas (ver Figura
4.3) en la cual se aproxima el área bajo dicha curva con tres rectángulos
asociados a incrementos en el eje de las abscisas, representados por
volúmenes estimados de reservas, correspondientes a los P90, P50 y P10
respectivos sobre la curva de expectativas.
57

74. Curva de Expectativas (Enfoque incremental)
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
Estimado de Reservas [MMBNP]
Probabilidad
Acumulada
Probadas
Probadas
mas probales
Probadas mas
Probables mas
Posibles
Figura 4.4 – Interpretación incremental de la curva de expectativas
El enfoque incremental puede ser más apropiado para situaciones en las
cuales la puesta en producción de las reservas no perforadas o de las
reservas probables y posibles, requiera de mayores gastos o de su
aprobación según las regulaciones vigentes.
4.2.2.4.Tratamiento de las incertidumbres
La cuantificación de las incertidumbres es un aspecto clave del uso de los
procedimientos probabilísticos. Algunas incertidumbres pueden atribuirse
a la información disponible y pueden ser cuantificables con análisis
estadísticos. Sin embargo, otras incertidumbres se atribuyen a la geología
58

75. y a la interpretación de la información. Dicha información no podría
cuantificarse por medio del análisis estadístico.
Tipos de incertidumbre
Existen dos grandes categorías:
• Categoría 1: aquellas relacionadas a la información geológica y/o
de ingeniería en áreas perforadas o bloques de fallas y la precisión
de la media e interpretación de tales datos
• Categoría 2 de incertidumbre: están relacionadas al escenario
geológico en áreas no perforadas y/o bloques de fallas no
perforados
La Categoría 1 incluye:
• El volumen bruto de roca
• Propiedades en sitio del sistema roca – fluido, lo cual incluye las
propiedades petrofísicas y propiedades PVT
• Localización del o los contactos de los fluidos en caso de existir
• Distribución espacial de la permeabilidad
• Naturaleza y grado de la heterogeneidad principal
• Grado de la compartamentalización del yacimiento
• Área o áreas de drenaje de los pozos individuales
59

76. • Eficiencia de recuperación del petróleo, gas y/o condensados
La Categoría 2 de las incertidumbres (algunas de las cuales pueden ser
consideradas factores de riesgo) incluyen:
• Presencia (o ausencia) y volúmenes relativos del petróleo y/o gas
libre inicialmente en sitio
• Presencia (o ausencia) de yacimientos de roca comercialmente
productivas
• Extensión del área de la acumulación comercial (si existiese)
Dependiendo de la calidad y cantidad de la información, algunas
incertidumbres de Categoría 1 pueden ser cuantificables, es decir, tratadas
con análisis estadísticos. Tales incertidumbres (identificadas aquí como
incertidumbres de ingeniería) incluyen la porosidad, saturación de agua,
propiedades PVT, eficiencia de recuperación y las áreas de drenaje de los
pozos individuales.
Las incertidumbres de Categoría 1 pueden ser atribuibles a la
interpretación de los procedimientos utilizados para el análisis de los
datos, más que a los datos mismos. Un ejemplo puede ser el análisis
logarítmico, usado para calcular la porosidad efectiva y la saturación del
agua en arenas calizas. Para ello es necesaria la selección de un modelo
petrofísico apropiado. Cada modelo arroja distintos resultados a partir del
60

77. mismo conjunto de datos y las diferencias en los resultados pueden ser
sustanciales.
Otras incertidumbres (en ambas categorías) se identifican como
incertidumbres geológicas, las cuales no son cuantificables o tratables
mediante el análisis estadístico y son sujeto del buen juicio profesional.
Por ejemplo, dependiendo de la configuración geológica, el trazado de
mapas de espesor podría ser altamente subjetivo. Dependiendo de la
cantidad de la información geológica que esté disponible y del
procedimiento de interpretación utilizado, se pueden obtener distintas
interpretaciones para una misma área, las cuáles a su vez son igualmente
válidas.
Muestreo y análisis
La cuantificación de muchas incertidumbres de Categoría 1 es
básicamente un problema de muestreo y análisis estadístico. “Poblaciones
de interés”, el muestreo de la densidad y la frecuencia y los métodos de
análisis dependen de las circunstancias.
Para estimar las propiedades del yacimiento (caracterizar un yacimiento
durante las etapas tempranas) la presión inicial y la temperatura deben ser
medidas, y las muestras (o medidas) de roca/fluido deben ser tomadas en
distintos sitios o posiciones espaciales del yacimiento. Un muestreo
adecuado y una valoración apropiada de la naturaleza de la población del
subsuelo generalmente son procedimientos complejos.
61

78. La determinación de las propiedades de los fluidos del yacimiento y los
contactos de los fluidos del yacimiento puede involucrar el análisis de
datos contradictorios a partir de perfiles, pruebas RFT, pruebas de pozos y
muestras de fluidos. No existe un procedimiento estándar para tales
análisis, y la precisión de la caracterización inicial dependerá de la calidad
de los datos y del buen criterio del equipo que realiza la caracterización.
El problema de la caracterización de los yacimientos se incrementa por
los errores de los análisis de laboratorio de las muestras de núcleos y de
los fluidos, que arrojan como resultado disparidades entre la información
de perfiles y del núcleo y frecuentemente, por el uso de modelos
matemáticos no representativos para el análisis de perfiles y de las
presiones transientes. Tales factores (rara vez cuantificados) generalmente
son ignorados, lo cual contribuye al nivel general de incertidumbre, lo que
a su vez trae como consecuencia que ésta no sea suficientemente valorada.
4.2.2.5.Métodos probabilísticos
Independientemente del procedimiento usado para el cálculo
probabilístico, se debe observar que las FDP de los volúmenes calculados
están controladas por las FDP de los parámetros de entrada. Pequeñas
variaciones en las FDP de los parámetros pueden tener una influencia
significativa en los extremos de las FDP de los volúmenes calculados. Es
decir, que los cálculos en el rango del P50 pueden ser correctos pero
aquellos en el rango del P90 y P10 no lo serán.
62

79. Los métodos que se usan generalmente dentro de los procedimientos
probabilísticos son, Árbol de Probabilidades y la Simulación Monte
Carlo.
Árbol de Probabilidades
Es un método que consiste en una representación gráfica que muestra los
resultados posibles de una serie de experimentos y sus respectivas
probabilidades. El árbol de probabilidades es un procedimiento simple
para cálculo probabilístico, apropiado cuando existe poca información
básica y la naturaleza de las FDP de dicha información es desconocida. En
este contexto, el árbol de probabilidad puede ser considerado un método
subjetivo.
A continuación se presenta un ejemplo de uso de un árbol de
probabilidades, en el cual se considera un prospecto en una tendencia de
acumulaciones probadas de gas. Basándose en la información recopilada
de los descubrimientos de dicha tendencia, se indican los siguientes
estimados de área, arena neta petrolífera (ANP) y factor de recobro (Fr),
así como sus respectivas probabilidades de ocurrencia (mínima, probable
y máxima) (ver Tabla 4.1).
63

80. Parámetros de Entrada
Mínimo Pr(min) Probable Pr(prob) Máximo Pr(máx) ΣPr
ANP [pies] 50 0,3 100 0,5 190 0,2 1,0
Área [acres] 800 0,3 1000 0,5 1400 0,2 1,0
Fr [MPCN/acre-pie] 700 0,3 1000 0,6 1500 0,1 1,0
Tabla 4.1 – Parámetros de entrada para la elaboración del árbol de probabilidades
Para cada uno de los estimados potenciales (mínimo, probable y máximo),
la sumatoria de las probabilidades de ocurrencia es igual a 1. Se determinó
como condición inicial para este ejemplo, que la probabilidad de un pozo
seco en esta tendencia se estima en 0,71. Debido a esto las probabilidades
indicadas en la siguiente tabla se denominan probabilidades condicionales
(la condición es que el pozo sea exitoso para lo cual existe una
probabilidad estimada en 0,29 = 1-Pr (pozo seco)).
En la Tabla 4.2 se muestra el árbol de probabilidades para el cual se
supone que los estimados de área, ANP y Fr son independientes entre si.
De la Tabla 4.2 se puede concluir lo siguiente:
a) Cada estimado de volumen de gas está ponderado de acuerdo al
riesgo, el cual resulta a su vez del producto de las probabilidades
de ocurrencia de cada combinación de área, ANP y Fr
b) De la Tabla 4.2, el valor estimado de gas (101 BPCN) es la suma
de la columna de los estimados ponderados de acuerdo al riesgo.
Dicho valor es atribuible a un descubrimiento, y el mismo debe
64

81. multiplicarse por la condición de probabilidad de éxito del pozo
(0,29) mencionada anteriormente como probabilidad condicional.
Aún cuando este método es simple y está sujeto a algunas limitaciones, el
mismo es poderoso para evaluar las secuencias de ocurrencias
probabilísticas y sus resultados correspondientes (valor esperado de
hidrocarburos en sitio y/o reservas). Este procedimiento también puede ser
utilizado para aproximar las FDP de dichos resultados. No se requiere de
ningún paquete computacional especial, ya que puede prepararse en
cualquier hoja de cálculo y una de sus mayores ventajas es la facilidad con
la cual se puede visualizar la lógica y el proceso de cálculo, lo cual no es
evidente en otros procedimientos como en la Simulación Monte Carlo.
Las principales limitaciones del método de Árbol de Probabilidades son:
• Las FDP de las variables de entrada están pobremente definidas,
debido a que las mismas son discretas en vez de continuas
• El manejo de las dependencias entre los resultados se hace difícil en
situaciones complejas
• La complejidad del estudio se incrementa si el análisis intenta obtener
resultados más allá del resultado de mínima probabilidad, el resultado
probable y el de máxima probabilidad
65

82. Cálculos
Árbol de probabilidades Estimado de Gas
[BPCN]
ANP Pr(ANP) Área Pr(Área) Fr Pr(Fr)
Factor de
Riesgo Sin el
factor de
riesgo
Aplicando
el Factor
de riesgo
700 0,3 0,027 28,0 0,8
1000 0,6 0,054 40,0 2,2
800 0.3
1500 0,1 0,009 60,0 0,5
700 0,3 0,045 35,0 1,6
1000 0,6 0,09 50,0 4,5
1000 0.5
1500 0,1 0,015 75,0 1,1
700 0,3 0,018 49,0 0,9
1000 0,6 0,036 70,0 2,5
50 0.3
1400 0.2
1500 0,1 0,006 105,0 0,6
700 0,3 0,045 56,0 2,5
1000 0,6 0,09 80,0 7,2
800 0.3
1500 0,1 0,015 120,0 1,8
700 0,3 0,075 70,0 5,3
1000 0,6 0,15 100,0 15,0
1000 0.5
1500 0,1 0,025 150,0 3,8
700 0,3 0,03 98,0 2,9
1000 0,6 0,06 140,0 8,4
100 0.5
1400 0.2
1500 0,1 0,01 210,0 2,1
700 0,3 0,018 106,4 1,9
1000 0,6 0,036 152,0 5,5
800 0.3
1500 0,1 0,006 228,0 1,4
700 0,3 0,03 133,0 4,0
1000 0,6 0,06 190,0 11,4
1000 0.5
1500 0,1 0,01 285,0 2,9
700 0,3 0,012 186,2 2,2
1000 0,6 0,024 266,0 6,4
190 0.2
1400 0.2
1500 0,1 0,004 399,0 1,6
Estimado promedio de gas (sin Factor de Riesgo) 129
Estimado esperado de gas 101
Tabla 4.2 – Ejemplo de árbol de probabilidades
Simulación Monte Carlo
El Método Monte Carlo se usa para cuantificar el impacto de los
parámetros inciertos en la respuesta de un estudio de análisis de riesgo.
66

83. Este método pronostica valores de respuesta y los diferencia de los valores
de los parámetros inciertos.
Dichos valores luego se muestran en el “rango de incertidumbre” de los
parámetros, utilizando una distribución de probabilidad. Los valores de
las respuestas pronosticadas se usan para calcular la densidad de la
población (áreas o yacimientos en estudio) y cuantificar las respuestas.
En contraste con los procedimientos indicados antes, la Simulación de
Monte Carlo (SMC) facilita el manejo de algoritmos complejos, con
numerosos parámetros de entrada, que exhiben una variedad de las FDP y
dependencias potenciales entre si.
Las desventajas de la SMC incluyen:
• Se requiere de suficiente información para caracterizar las FDP de los
parámetros de entrada
• El análisis de la información y la entrada de las FDP tiende a ser
subjetiva
• Se requiere de considerable experticia para manejar los programas de
computación por su complejidad
• Se requiere de un computador con alta velocidad de procesamiento y
considerable memoria
• El procedimiento se realiza dentro de una “caja negra”, es decir no se
puede visualizar la lógica ni el proceso de cálculo
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84. • Los estimados obtenidos mediante la SMC se perciben como
informativos en lugar de resultados precisos
La SMC es el procedimiento más ampliamente usado en el mundo
para la estimación y calificación probabilística de reservas.
4.3.Validación de los procedimientos y métodos para el cálculo de reservas
En esta parte se describe la validación de forma individual, del procedimiento
determinístico y de los procedimientos y métodos para el cálculo de reservas de
hidrocarburos. Se describe de forma detallada como el MENPET como ente
regulador, puede validar la información presentada en las Hojas de Datos Básicos,
Mapas isópacos - estructurales y en el contenido del Informe Técnico de los
Sometimientos de Cambios de las Reservas de Hidrocarburos presentadas por las
operadoras como apoyo a dichos Sometimientos.
Esta validación cubre el procedimiento determinístico, y los métodos que lo
conforman son:
• Método por Analogía / Estadístico
• Método Volumétrico
• Método de Balance de Materiales
• Curvas de Comportamiento y Declinación
68

85. Para el Procedimiento Probabilístico no se presenta un proceso de validación,
debido a que éste es un procedimiento netamente estadístico, aún cuando la
información es la misma que se usa en los procedimientos determinísticos.
4.3.1. Método de cálculo de reservas por analogía
Independientemente del método por analogía utilizado (analítico o
estadístico), tanto el yacimiento en estudio como el yacimiento modelo
utilizado deben ser similares de acuerdo a los siguientes criterios:
• Configuración estructural
• Litología y ambiente depositacional de la roca yacimiento o reservorio
• Naturaleza y grado de la heterogeneidad principal
• Espesor promedio neto y relación espesor neto/espesor total
• Petrofísica del sistema roca-fluido
• Presión inicial y temperatura
• Propiedades de los fluidos del yacimiento y mecanismos de empuje
• Relación espacial entre el gas libre, petróleo y acuífero a condiciones
iniciales
Muy rara vez se podrán cumplir al mismo tiempo todos los requerimientos
indicados. Por ello, deben realizarse ajustes para compensar las diferencias
que se puedan presentar. Dichos ajustes deben hacerse en base al
conocimiento del área en estudio.
69

86. El Método por Analogía puede aplicarse analítica o estadísticamente.
4.3.1.1. Método por Analogía analítico
Este procedimiento incluye el uso de los factores de recobro (barriles
normales de petróleo por acre-pie de yacimiento) o también de factores de
eficiencia (porcentaje de recobro), observados en yacimientos análogos
para estimar el recobro de hidrocarburos en los yacimientos estudiados.
Adicionalmente a los factores indicados, pueden emplearse los parámetros
básicos de la roca y de los fluidos (porosidad, saturación de agua, y factor
volumétrico de formación). Por ejemplo, el factor de recobro “ ”
observado en un prototipo puede ajustarse de la siguiente manera:
R
F
[ ]
[ ] [ ]
[ ]P
h
M
h
P
R
M
R
S
S
F
F
⋅
⋅
⋅
=
φ
φ
( 5 )
Donde los subíndices M y P denotan Modelo y Prototipo,
respectivamente. es la saturación inicial de hidrocarburos y
h
S φ
representa la porosidad. Este ajuste supone, implícitamente, que el factor
de recobro es proporcional al producto de h
S
⋅
φ . Dependiendo de las
circunstancias, podría ser más apropiado el uso de un ajuste más complejo
de factor de recobro. En muchas áreas, los estimados de las propiedades
de la roca (porosidad, saturación inicial de agua y el espesor neto) están
sujetos a una incertidumbre considerable, cuando se toman sólo de
algunos perfiles de pozos. Las analogías utilizadas deben tomarse de
70