Electiva II Mapas de subsuelo Alumno: Javier Noguera 27.558.546 Carrera: Ingeniería en Petróleo

1. MAPAS DE SUBSUELO
Electiva II
Maracaibo, Noviembre del 2020
Javier Noguera
27.558.546
Carrera:50
I.U.P. Santiago
Mariño

2. ISOVALOR
Corresponde al conjunto de valores de cualquier característica, determinados por
técnicas de interpolación, de tal forma que al unirlos generen una curva que
representa valores iguales de la característica o parámetro bajo análisis.

3. TIPOS DE MAPAS DE CONTORNO
CON ISOVALORES
Los mapas de Contorno de Isovalores
Permiten la Integración de parámetros
observados o inferidos en una representación
gráfica.
Cualquier Factor que pueda ser expresado
en números le da la oportunidad para
representar sus variaciones en un mapa de
isovalores cuya exactitud dependerá del
numero de observaciones realizadas y
ubicadas correctamente.

4. Mapas de Curvas de Nivel
 Mapas Topográficos
 Mapas Estructurales:
• De superficie
• Del Subsuelo
• Mapas de Espesores
 Isópacas
 De Facies
• Mapas de Calidad
Tipos de mapa de contorno con isovalores
Ejemplo de un mapa estructural
Mapa de facies sedimentarias

5. MAPAS ISÓPACOS
Los mapas isópacos, son aquellos mapas que muestran los espesores variables de una unidad
estratigráfica por medio de curvas trazadas por puntos de igual espesor. Los mapas isópacos
ilustran el tamaño y la forma de una depresión, si esta existe, en un periodo marcado por planos
estratificación.

6. MAPAS ISÓPACOS SEGÚN EL TIPO DE ARENA
Mapas de arena neta
• Es la representación de las arenas contables
permeables restando los espesores de
intervalos de lutitas y otros materiales no
considerado permeables.
Mapas de arena petrolífera
• Determina la geometría de las arenas
saturadas de hidrocarburos, se elabora a
partir de las arenas que integran los limites
del yacimiento.

7. ADQUISICIÓN DE DATOS
- Sensores, para convertir los parámetros
físicos en señales eléctricas.
-Circuito de acondicionamiento de señal,
para convertir las señales del sensor en
una forma capaz de convertirse en
valores digitales
-Convertidores analógicos-digitales,
encargados de convertir las señales de
los sensores acondicionados en valores
digitales.
El proceso de adquisición de datos consiste en, lógicamente, un proceso de muestreo de
señales que miden las condiciones físicas del mundo real y convierten las muestras
resultantes en valores numéricos que pueden ser manipulados mediante una
computadora.
Entre los componentes principales de los sistemas de adquisición de datos destacan:

8. CONSTRUCCIÓN DEL MAPA
Luego de elegir la unidad estratigráfica que se va a representar con el mapa isópaco, se
procede a:
Mapa isópaco de espesor de sedimentos
Determinar el espesor
en cada pozo
Su número se coloca
en el mapa base
encima o debajo del
símbolo del pozo.
Después se trazan las
isópacas siguiendo las
normas generales del
dibujo de isolíneas

9. REPRESENTACIÓN EN UN PLANO
Imaginemos un plano cualquiera a en el espacio. Este plano corta a los planos de
proyección según dos rectas R y S que son las trazas del plano. Las trazas del plano
son dos rectas contenidas en los planos de proyección por lo cual tienen una de sus
dos proyecciones en la línea de tierra. Para simplificar la representación del plano, a
la proyección horizontal de la traza horizontal la denominaremos, a1 , y a la
proyección vertical de la traza vertical la denominaremos a2. Con todo, no debemos
olvidar que las trazas del plano son dos rectas diferentes y no dos proyecciones de
una misma recta.

10. CÁLCULO DE VOLUMEN DE YACIMIENTOS
El método volumétrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de
algunos parámetros característicos del yacimiento predecir un estimado del contenido
de hidrocarburos en una roca yacimiento específica. El método volumétrico, es usado
esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea
petróleo, gas, condensado, entre otros.
El método depende de parámetros del yacimiento como:
El volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca
yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran
importancia el volumen de roca, ya que es por éste
parámetro que se caracteriza el método. Para determinar el
volumen, es necesario partir de dos características
importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor
de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más
sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de
arenisca tipo paralelepípedo.

11. CÁLCULO DE VOLUMEN DE YACIMIENTO
Basado en los parámetros indispensables para el cálculo volumétrico, se puede deducir la
ecuación general para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento:
Ecuación 1
Donde:
N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones
de yacimiento.
A= Extensión areal del yacimiento de hidrocarburos.
h= Espesor de la roca yacimiento ( porosa ).
Fi= Porosidad del yacimiento.
Sh= Saturación de hidrocarburos.

12. CÁLCULO DE VOLUMEN DE YACIMIENTO
De igual manera para realizar el
estudio de la cantidad de
hidrocarburo en un sistema
yacimiento, es necesario hacer un
desarrollo más adecuado de la
ecuación 1.
Para un yacimiento de petróleo, se
incorporan dos factores a la
ecuación 1 con el fin de expresar la
unidades en el sistema correcto,
que en éste caso, es la cantidad de
petróleo en barriles y llevar dicha
cantidad a condiciones de
superficie, por medio del factor
volumétrico de formación del
petróleo.
Ecuación 2
Donde:
N= POES (petróleo original en sitio), en BN (barriles normales o a
superficie).
A= Área del yacimiento, en acres.
h= Espesor de la roca yacimiento, en pies.
Fi= Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional.
1- Sw = Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional.
Boi = Factor volumetrico de formación inicial del petróleo, en BY/BN.

13. CÁLCULO DE VOLUMEN DE YACIMIENTO
El nuevo factor, es el factor volumétrico de
formación del gas, el cual me llevará la
cantidad de gas de condiciones de yacimiento
a condiciones de superficie, la unidad
necesaria para el FVF del gas, será PCY/PCN,
con el fin de obtener el resultado en PCN (pie
cúbicos normales).
Definidos los nuevos parámetros para un
yacimiento de gas, la ecuación 1 general, se
transformará en:
Ecuación 3 Donde:
G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN).
A= Área del yacimiento, en acres.
h= espesor de la roca yacimiento, en pies.
Fi= porosidad de la roca yacimiento, en fracción.
Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción.
Sgi= 1-Sw
Bgi= factor volumétrico inicial de formación del gas, en PCY/PCN.
El valor calculado (G), corresponde al GOES, gas original en sitio o la
cantidad de gas en pies cúbicos originalmente en el yacimiento.

14. VOLUMEN TOTAL, CAPA DE GAS, ZONA DE PETRÓLEO