Manualdeyacimientohalliburton (1)

Recopilación Técnica
Ingeniería de
Yacimientos

BÁSICO DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
Contenido:
1. Introducción Ingeniería de Yacimientos
2. Conceptos Básicos
2.1.Porosidad
2.2.Saturación
2.3.Permeabilidad
2.4.Compresibilidad
2.5.Tensión Superficial- Presión Capilar
2.6.Tortuosidad
2.7.Razón de Movilidad
2.8.Propiedades de los Fluidos
2.8.1.Solubilidad del Gas en el Petróleo (Rs)
2.8.2.Factores Volumétricos de Formación (Bo, Bg, Bt)
2.9.Clasificación de Yacimientos en Base a los Hidrocarburos que Contienen
2.10.Reservas de Hidrocarburos. Estimación de Reservas.
3. Introducción Geología
3.1.Geología Estructural
3.1.1.Fallas
3.1.2.Trampas
3.1.3.Anticlinales, Sinclinales
3.2.Geología Sedimentaria
3.2.1Ambientes Sedimentarios
4. Registros Eléctricos
4.1.Tipos de Registros Eléctricos
4.2.Parámetros que se determinan mediante Registros Eléctricos
4.3.Interpretación de Registros Eléctricos
5. Análisis de Pruebas de Pozos
5.1.Reseña Histórica
5.2.Introducción Bases Matemáticas
5.3.Radio de Investigación
5.4.Daño o Efecto Superficial (Skin)
5.5.Almacenamiento Post- Flujo
5.6. Diseño de una Prueba
5.7 . Tipos de Pruebas de Pozos
5.8.Métodos para Analizar Pruebas de Presión
5.9.Modelos de Yacimientos
5.10.Análisis Nodal
6.Esfuerzos Multidisciplinarios, Estudios Integrados
6.1.Gerencia de Yacimientos
6.2.Caracterización de Yacimientos

1. INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
La ingeniería de yacimientos petrolíferos ha surgido como un ramo altamente técnico y definido
de la ingeniería de petróleo. Hoy en día son comunes las enormes inversiones en facilidades y
personal para la recuperación (producción) de petróleo y gas, basadas en estudios de yacimientos
y predicciones del comportamiento de los mismos. 1
Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por
características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se
presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo éstos principalmente
arenas, areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas intergranulares o con espacios porosos
debidos a diaclasas, fracturas y efectos químicos. Un yacimiento es aquella parte de una
trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidraúlico conectado.
Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidraúlicamente a rocas llenas con
agua, denominados acuíferos. También muchos yacimientos se hallan localizados en grandes
cuencas sedimentarias y comparten un acuífero en común. En este caso , la producción de fluidos
de un yacimiento causará la disminución de presión en otros, por la intercomunicación que existe
a través del acuífero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petróleo y gas, y en este caso la
trampa y el yacimiento son uno mismo.
El desplazamiento de petróleo y gas a los pozos se logra por:
• Expansión de Fluidos
• Desplazamiento de fluidos, natural o artificialmente
• Drenaje Gravitacional
Cuando no existe un acuífero, y no se inyecta fluido en el yacimiento, la recuperación de
hidrocarburos se debe principalmente a la expansión de fluidos; sin embargo en el caso del
petróleo, la recuperación puede ser influenciada considerablemente por drenaje gravitacional.
Cuando existe intrusión de agua del acuífero o donde, en su lugar, se inyecta agua en pozos
seleccionados, la recuperación se debe al mecanismo de desplazamiento, posiblemente ayudado
por drenaje gravitacional o expulsión capilar. También se inyecta gas como fluido desplazante

Introducción a la Ingeniería de Yacimientos
para aumentar la recuperación de petróleo, y también se emplea en operaciones de reciclo para
recuperar fluidos de condensado de gas. En muchos yacimientos los cuatro mecanismos de
recuperación pueden funcionar simultáneamente, pero generalmente sólo uno o dos predominan.
Durante la vida productora de un yacimiento, el predominio de un mecanismo puede cambiar de
uno a otro, por razones naturales o como resultado de programas de ingeniería. Por ejemplo, un
yacimiento (sin acuífero) puede producir inicialmente por expansión de fluidos. Cuando su
presión se haya agotado en gran extensión, la producción a los pozos resultará principalmente
por drenaje gravitacional, y el fluido luego llevado a la superficie por bombas. Aún más tarde se
puede inyectar agua en pozos determinados, para desplazar petróleo adicional a otros pozos. Tal
procedimiento se denomina comúnmente recuperación secundaria por inundación con agua. 1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 10 20 30 40 50 60 70
%Factor de Recobro
%PresionOriginaldeYac
Expansion de Fluidos
Empuje de Gas
Expansión de Capa de Gas
Influjo de Agua
Drenaje Gravitacional
INFLUENCIA DE LOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN EN EL FACTOR DE RECOBRO
FIG.1 . COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN CONTRA FACTOR DE RECOBRO CON LOS
DISTINTOS MECANISMOS DE PRODUCCIÓN. NÓTESE QUE EL INFLUJO DE AGUA ES CON EL
QUE SE OBTIENE MAYOR RECOBRO Y SOSTENIMIENTO DE LOS NIVELES DE ENERGÍA DEL
YACIMIENTO.2

Introducción a la Ingeniería de Yacimientos
Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado
monofásico (una sola fase) o estado bifásico (dos fases). El estado monofásico puede ser líquido,
caso en el cual todo el gas presente está disuelto en el petróleo. Por consiguiente, habrá que
calcular las reservas tanto de gas disuelto como de petróleo. Por otra parte, el estado monofásico
puede ser gaseoso. Si este estado gaseoso contiene hidrocarburos vaporizados, recuperables
como líquidos en la superficie, el yacimiento se denomina de condensado de gas o de destilado
de gas (nombre antiguo). En este caso habrá que calcular las reservas de líquidos (condensado) y
las de gas. Cuando existe la acumulación en estado bifásico, al estado de vapor se denomina capa
de gas y al estado líquido subyacente zona de petróleo. En este caso se debe calcular cuatro tipos
de reservas: gas libre, gas disuelto, petróleo en la zona de petróleo y líquido recuperable en la
capa de gas. Aunque los hidrocarburos in situ o en el yacimiento son cantidades fijas, las
reservas, es decir, la parte recuperable de gas condensado y petróleo in situ, dependerá del
método de producción del mismo.
El estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado
estático se denomina petrofísica. Las propiedades petrofísicas más importantes de una roca son :
porosidad, permeabilidad, saturación y distribución de los fluidos, conductividad eléctrica de los
fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad. Después de todo lo anterior podemos
definir entonces la ingeniería de yacimientos como la aplicación de principios científicos a los
problemas de drenaje que surgen durante el desarrollo y producción de yacimientos de gas y
petróleo, vale decir también que es el arte de pertimitir una alta recuperación económica a través
de las producción óptima de los campos de hidrocarburos.1

2. CONCEPTOS BÁSICOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
2.1.POROSIDAD
La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no
sólidos, y está definido por:
%100∗
−
=
Vb
VmVb
φ ( 1)
φ=Porosidad Absoluta
Vb = Volumen Bruto
Vm =Volumen Matriz
Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la matriz (Vb-Vm).
La porosidad generalmente se expresa en porcentaje.3
FIG.2 . SI OBSERVARAMOS LA ROCA A TRAVÉS DE UN MICROSCOPIO SE PODRÍA APRECIAR
LA POROSIDAD DE LA MISMA, QUE EN LA FIGURA ESTA REPRESENTANDA POR EL ESPACIO
DE COLOR TURQUESA, QUE ES LA PARTE NO SÓLIDA. LA MATRIZ O LA PARTE SÓLIDA ESTA
REPRESENTADA EN COLOR MARRÓN, CABE DESTACAR QUE LA PARTE SÓLIDA ES LA QUE
PREVALECE EN LA ROCA .

Conceptos Básicos
Clasificación de la Porosidad
La porosidad se puede clasificar de dos maneras:
1. En base a su origen:
1.1. Original o Primario
1.2. Inducida o Secundaria
2. En base al volumen poroso considerado
2.1. Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material
denso o matriz.
2.2. Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que esta compuesto por espacios porosos
que se hallan comunicados entre sí.
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de yacimientos
la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados,
lo que supone que puede haber importante saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.
La porosidad es considerada :
• Muy Baja cuando es =< 5%
• Baja cuando es >5% pero =<10%
• Promedio cuando es >10% pero =<20%
• Buena cuando es >20% pero =<30%
• Excelente cuando >30% 3
La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6% , la cual solo se daría en un arreglo
cúbico perfecto, tal como se describe a continuación:

Conceptos Básicos
Si se aplica la ecuación 1, donde el volumen poroso constituye la diferencia entre el volumen del
cubo menos el volumen de las esferas se tiene que:
( )
( )3
33
2
3
4
82
r
rr π
φ






−
= *100% = 47.6 % 3
Factores que Afectan la Porosidad
• Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la
porosidad.
• Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos
simetría exista más afecta la porosidad.
• Cementación: Los granos estan “pegados” entre sí mediante uuna cementación natural que
por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.
• Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad
• Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas.
Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad.
2r
r = Radio de Esferas
8 Esferas1 Cubo
Vcubo=(2r)3 Vesferas=8*(4/3)*(pi)*r3
FIG. 3 EN UN ARREGLO CÚBICO, 8 ESFERAS DENTRO DE UN CUBO, DONDE LAS ESFERAS
REPRESENTAN LA PARTE SÓLIDA, SE PUEDE OBTENER EL MÁXIMO DE POROSIDAD
ESPERADO QUE ES DEL 47,6%

Conceptos Básicos
Métodos para Determinar la Porosidad
Mediciones de laboratorio, aplicados a muestras de núcleos, y utilizando instrumentos especiales
(i.e. porosímetro de Ruska):
• Volumen Total
• Volumen de granos
• Volumen poroso efectivo
Mediciones en sitio, es decir en los pozos, mediante los registros eléctricos.
2.2.SATURACIÓN
La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y está definido como:
%100∗=
Vp
Vf
S fluido (2)
Sfluido= Porcentaje del Fluido que satura el espacio poroso
Vf= Volumen del Fluido dentro del espacio poroso
Vp= Volumen Poroso
Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos,
esta saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:
1=++ SgSoSw (3)
Sw=Saturación de Agua
So=Saturación de Petróleo
Sg=Saturación de Gas 3

Conceptos Básicos
2.3.PERMEABILIDAD
La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través
de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de La Ley de DarcyΨ
que 3
:
PA
Lq
K
∆
=
µ
(4)
K= Permeabilidad (Darcys)
µ= Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cps)
L= Distancia que recorre el fluido
A=Sección transversal (cm2
)h
∆P = Diferencia de Presión (atm) (P2 – P1)
q= Tasa de producción (cm3
/s)
Unidades de la Permeabilidad
La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una permeabilidad de un
darcy cuando un fluido monofásico con una viscosidad de un centipoise (cps) y una densidad de
1 gr/cc que llena completamente (100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad
de 1 cm/seg) bajo un gradiente de presión de presión de 1 atm. Como es una unidad bastante alta
para la mayoría de las rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas
Ψ
En 1856, Henry Darcy, como resultado de estudios experimentales dedujo la fórmula que lleva su nombre , y enuncia que la velocidad de un fluido es proporcional al gradiente de presión e inversamente
proporcional a la viscosidad del fluido.
1
L
A
q q
TUBO CAPILAR
FLUIDO DE
VISCOSIDAD
µ
P1 P2
FIG. 4 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DONDE SE EXPLICA LA LEY DE DARCY QUE DEFINE EL
MOVIMIENTO DE FLUIDOS A TRAVÉS DEL MEDIO POROSO, CUYA PROPIEDAD ES LA
PERMEABILIDAD (K).

Conceptos Básicos
de darcy, milidarcys. Las permeabilidades de las formaciones de gas y petróleo comercialmente
productoras varian desde pocos milidarcys a varios miles. Las permeabilidades de calizas
intergranulares pueden ser sólo una fracción de un milidarcy y aún tener producción comercial,
siempre y cuando la roca contenga fracturas u otro tipo de aberturas adicionales naturales o
artificiales. Rocas con fracturas pueden tener permeabilidades muy altas y algunas calizas
cavernosas se aproximan al equivalente de tanques subterráneos. 1
La permeabilidad de un núcleo medida en el laboratorio puede variar considerablemente de la
permeabilidad promedio del yacimiento o parte del mismo, ya que a menudo se presentan
variaciones muy grandes en la dirección vertical y horizontal. Muchas veces la permeabilidad de
una roca que parece uniforme puede cambiar varias en un núcleo de 1 pulgada. Por lo general, la
permeabilidad medida paralela al plano de estratificación es más alta que la permeabilidad
vertical. Además, en algunos casos, la permeabilidad a lo largo del plano de estratificación varía
considerable y consistentemente con la orientación del núcleo debido probablemente a la
deposición orientada de partículas de mayor o menor alargamiento y a lixiviación o cementación
posteriores por aguas migratorias. En algunos yacimientos pueden observarse tendencias
generales de permeabilidad de un sitio a otro, y muchos yacimientos determinan sus límites total
o parcialmente por rocas de cubierta superior. Es común la presencia de uno o más estratos de
permeabilidad uniforme en parte o en todo el yacimiento. Durante el desarrollo adecuado de
yacimientos es acostumbrado tomar muchos núcleos de pozos seleccionados a través del área
productiva, midiendo la permeabilidad y porosidad de cada pie de núcleo recuperado.1
Permeabilidad Efectiva
Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor
al 100%.
PA
Lq
K
ff
f
∆
=
µ
(5)
Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.
Permeabilidad Relativa
Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permabilidad absoluta

Conceptos Básicos
K
K
K
f
rf = (6)
Krf= Permeabilidad relativa al fluido f
Kf= Permeabilidad al fluido f
K= Permeabilidad absoluta
Representación de las Permeabilidades Relativas
El cálculo de las permeabilidades relativas es muy útil en la ingeniería de yacimientos. Las
curvas que describen como varian con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran
factores importantes en el yacimiento en estudio.3
FIG. 5 REPRESENTACIÓN DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS DE AGUA Y DE PETRÓLEO
DE DONDE SE PUEDEN DETERMINAR PARÁMETROS COMO Swc Y Soc, ADEMÁS DE
IDENTIFICAR FASE MOJANTE DE LA ROCA.
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
%Sw
Kro
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Kr
w
Kro
Krw
PERMEABILIDADES RELATIVAS
Soc
Krw´
Kro´
Swc

Conceptos Básicos
Con la curva de permeabilidades relativas, en el caso del gráfico entre el agua y el petróleo,
podemos identificar cuatro puntos importantes: Swc (Saturación de Agua Connata), Socψ
(Saturación Crítica de Petróleo), Kro´ (Permeabilidad Relativa del Petróleo en el punto de Swc)
y Krw´ (Permeabilidad Relativa del Agua en el punto de Soc) que constituyen los Ends Points o
Puntos Finales de las curvas.
Características de las Curvas de Permeabilidad Relativa
1. Para que un proceso de imbibición (desplazamiento de petróleo por agua) la fase mojante
(fluido que tiende a adherirse a las paredes de la roca) comience a fluir se requiere alcanzar
un cierto valor de saturación a fin de formar una fase continua. Esto se denomina Saturación
Crítica o de Equilibrio (0 –30%)
2. Para que un proceso de drenaje ocurre una saturación equivalente de la fase no mojante (0-
15%)
3. La permeabilidad relativa de la fase mojante se caracteriza por una rápida declinación para
pequenas disminuciones en saturaciones a valores altos de saturación de la fase mojante
4. La permeabilidad relativa de la fase no mojante aumenta rápidamente para pequeños
incrementos de saturación de dicha fase por encima de la saturación de equilibrio.
5. Las sumas de las permeabilidades relativas (Kro + Krw) ó (Kro+Krg) representan la
interacción mútua entre las fases, lo cual hace disminuir la suma de las permeabilidades
relativas a un valor menor de la unidad, para la mayoría de los valores de saturación.
6. En la producción de petróleo, el agua y el petróleo fluirán a saturaciones que estarán entre los
dos puntos finales.
7. El punto de cruce entre las dos curvas en general no ocurre Sw iguales a 50% por lo que se
tiene que:
Si en Sw=50% => Krw<Kro =Agua es Fase Mojante
=> Krw>Kro =Petróleo es Fase Mojante3
ψ
El agua connata no se puede producir, es una película de agua adherida en las paredes de los poros que reduce el volumen que ocupa el petróleo
Saturación Irreducible es la fracción del volumen de un fluido que no se puede producir, debido a que queda atrapado por presiones capilares y

Conceptos Básicos
2.4.COMPRESIBILIDAD
La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario en de presión






∂
∂
−=
P
V
V
C
1
(psi)-1
(7)
C=Compresibilidad
V=Volumen
δV/δP =Cambio en Unidad de Volumen por Cambio Unitario de Presión
Las compresibilidades más importantes en conocer son:
• Compresibilidad de la Matriz
• Compresibilidad de los Poros
• Compresibilidad Total
• Comrpresibilidad Efectiva 3
2.5.TENSIÓN SUPERFICIAL ó INTERFACIAL. PRESIÓN CAPILAR
Es la fuerza que se requiere por unidad de longitud para crear una nueva superficie. La tensión
superficial e interfacial es normalmente expresada en dinas/cm lo que es igual a la energía de
superficie en ergios/cm2
. 3
)(θσ CosT WOA = (8)
TA = Tensión de Adhesión
σSO = Tensión Interfacial entre el sólido y la fase más liviana
σSW = Tensión Interfacial entre el sólido y la fase más densa
σWO = Tensión Interfacial entre los fluidos
θ = Ángulo de contacto agua-sólido-petróleo
tensiones superficiales. Saturación Crítica de Petróleo es la mínima saturación necesaria para que el fluido comience a desplazar.

Conceptos Básicos
Relación del ángulo de contacto con la tensión de adhesión:
TA > 0 - θ < 90º
TA ≅ 0 - θ ≅ 90º
TA < 0 - θ > 90º
θ < 90º => Mojada preferencialmente por agua (Proceso de Imbibición)
θ > 90º => Mojada preferencialmente por petróleo (Proceso de Drenaje) (en la figura
representada por el mercurio en laboratorio)ψ
ψ
El desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por agua es imbibición. El desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por petróleo es drenaje
FIG. 6 REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE UNA GOTA DE PETRÓLEO ADHERIDA A UNA
SUPERFICIA SÓLIDA, CON LAS RESPECTIVAS FUERZAS PRESENTES Y EL ÁNGULO DE
CONTACTO ENTRE AMBAS SUPERFICIES.
θ
PETRÓLEO
σSW σSO
σWO
AGUA
θ > 90º
MERCURIO
AIRE
θ < 90º
MERCURIO
FIG. 7 EJEMPLOS DE HUMECTABILIDAD PREFERENCIAL.

Conceptos Básicos
Presión Capilar
El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos
estan en contactos una interfase bien definida existe. Las moléculas cerca de la interfase están
desigualmente atraida por las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía
libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial. Si la interfase es curva la presión
en el lado cóncavo excede el convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar. La
expresión general para calcular la presión capilar en cualquier punto de la interfase entre
petróleo y agua es (Expresión de Laplace): 4






+=−=
21
11
rr
ppP woc ο (9)
Pc= Presión Capilar (unidades absolutas)
σ= Tensión Interfacial
r1 y r2 = Radios de Curvatura en cualquier punto de la interface donde las presiones en el
petróleo y en el agua son po y pw respectivamente.
FIG. 8 ENTRAMPAMIENTO DE AGUA ENTRE DOS GRANOS ESFÉRICOS DE ARENISCA EN UN
RESERVORIO DE ROCA MOJADA POR AGUA .
r1
x
r2
ROCA
PETRÓLEO AGUA

Conceptos Básicos
Existe una relación inversa entre la presión capilar y la saturación de agua, dicha relación es
llamada curva de presión capilar, la cual es medida rutinariamente en laboratorio. Para tal
experimento típicamente se emplea aire vs salmuera o aire vs mercurio y la curva resultante se
convierte al sistema agua-petróleo del yacimiento.4
La curva que comienza en el punto A, con la muestra saturada 100% de agua, la cual es
desplazada por petróleo, representa el proceso de drenaje.. En el punto B o de saturación de agua
connata existe un discontinuidad aparente en la cual la saturación de agua no puede ser reducida
más (saturación irreducible), a pesar de la presión capilar que existe entre las fases. Si se tiene
que el petróleo se desplaza con agua, el resultado es la curva de imbibición. La diferencia entre
los dos procesos se debe a la histéresis del ángulo de contacto. Cuando la saturación de agua ha
crecido a su máximo valor Sw= 1- Sor, la presión capilar es 0 (punto C). En este punto la
Pc
Sw
So
0 100%
100% 0
DRENAJE
IMBIBICIÓN
B
C ASWC 1-SOR
FIG. 9 CURVA DE PRESIÓN CAPILAR EN PROCESOS DE DRENAJE E IMBIBICIÓN

Conceptos Básicos
saturación residual de petróleo no puede ser reducida a pesar de las diferencias de preisón capilar
entre el agua y el crudo.
La presión capilar también puede ser interpretada en terminos de la elevación de un plano de
saturación constante de agua sobre el nivel al cual la presión capilar es 0. La analogía es
usualmente comparada entre el levantamiento en el yacimiento y el experimento de laboratorio,
mostrado en la figura 10, donde intervienen petróleo y agua, siendo la última la fase mojante. 4
En el punto donde la presión capilar (Pc) es cero, se tiene que la presión del petróleo (Po) es
igual a la presión del agua (Pw). El agua se elevará en el capilar hasta alcanzar la altura H, sobre
el nivel de la interfase, cuando el equilibrio se haya alcanzado. Si Po y Pw son las presiones de
petróleo y de agua en los lados opuestos de la curva de interfase, se tiene que (unidades
absolutas):
PgHP oo =+ ρ (10)
PgHP ww =+ ρ (11)
Restando ambas se obtiene:
gHPPP Cwo ρ∆==− (12)
PETRÓLEO
AGUA
TUBO CAPILAR
R
r
PO
PW
H
PO=PW=P(PC=0) ELEVACIÓN
PRESIÓN
PC
AGUA
PETRÓLEO
FIG. 10 EXPERIMENTO DE TUBO CAPILAR EN UN SISTEMA PETRÓLEO-AGUA 4

Conceptos Básicos
Además considerando en detalle la geometría en la interfase del tubo capilar, si la curvatura es
aproximadamente esférica con radio R, entonces aplicando la ecuación de Laplace (9) r1=r2= R
en todos los puntos de la interfase. También si r es el radio del tubo capilar, entonces r=RCosθ y
se tiene que: 4
gH
r
Cos
PPP cwo ρ
θσ
∆===−
2
(13)
Dicha ecuación es frrecuentemente usada para dibujar una comparación entre el experimento de
laboratorio explicado anteriormente y el levantamiento capilar en el yacimiento, pudiendose
definir los siguientes puntos:
• Saturación de Agua Irreducible: Es la saturación de agua que no puede ser reducida sin
importar cuanto más se aumente la presión capilar.
• 100% Nivel de Agua: Es el punto en que la mínima presión requerida de la fase mojante
desplace la fase mojante y comience a penetrar los poros mayores.
• Nivel de Agua Libre: Nivel hipotético donde la presión capilar es igual a cero. En este
punto no existe interfase entre los líquidos en la roca.
• Zona de Transición: Intervalo en el yacimiento entre el 100% Nivel de Agua y el punto más
profundo de la zona más pendiente de la curva de presión capilar.
• Contacto Agua Petróleo: Esto ocurre en el tope de la zona de transición donde la condición
de la fase mojante cambia de continua a no continua (funicular a pendicular). La fase no
mojante se pone en contacto con la superficie sólida 3
Curvas de Presión Capilar Promedio. Función J (Leverett)
2
1
)( 





=
φσ
KPc
SwJ (14)
Pc= Presión Capilar (dinas/cm2
)

Conceptos Básicos
σ = Tensión Interfacial (dinas/cm)
K= Permeabilidad (cm2
)
φ= Porosidad (fracción)
Utilizando diferentes muestras se obtiene una valor de J para el yacimiento, conociendo la K , la
φ , y σy. Se seleccionan valores de Sw y de la curva J vs Sw, se obtiene J . Repitiendo a
diferentes Sw se obtiene la curva promedio Pc vs Sw para el yacimiento. 3
2.6.TORTUOSIDAD
La tortuosidad es la relación entre la longitud del tubo capilar equivalente al medio poroso (Lc) y
la longitud del medio poroso (L). 3
2






=Τ
L
Lc
(15)
Lc= Distancia promedio recorrida por el flujo
L = Longitud entre dos superficies donde ocurre el flujo
FIG. 11 EL MEDIO POROSO ES NO ES TOTALMENTE RECTO, POR EL CONTRARIO ES SINUOSO
Y LA RELACIÓN ENTRE LA LONGITUD TOTAL DEL MEDIO POROSO Y LA LONGITUD ENTRE
LAS SUPERFICIE DONDE OCURRE EL FLUJO ES TORTUOSIDAD .
L
Lc

Conceptos Básicos
2.7.RAZÓN DE MOVILIDAD
Se define como la relación de flujo de un fluido desplazante a fluido desplazado. Si se tiene que:
M
o
w
ko
kw
L
PAko
L
PAkw
qo
qw
o
w
o
w
===
∆
∆
=
λ
λ
µ
µ
µ
µ
.
..
.
..
(16)
M = Relación de Movilidades
λw= Movilidad del Agua (Fase Desplazante)
λo= Movilidad del Petróleo (Fase Desplazada)
Si M>1 Relación de Movilidad desfavorable, la fase desplazante penetra la desplazada
Si M<1 Relación de Movilidad favorable, la fase desplazante desplazará ordenadamente al
petróleo. (Tipo Pistón).
2.8.PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
De manera general los fluidos están clasificados como gases y líquidos. Un fluido puede existir
como gas, líquido, dependiendo de la presión y temperatura a la cual el fluido está sometido.
Vapor es cualquier sustancia que existe en estado gaseoso durante condiciones normales o
standard. En cuanto a hidrocarburo se refiere es conveniente pensar que gas y vapor son
sinónimos.
Un sistema de hidrocarburos puede ser homogéneo o heterogéneo. Un sistema homogéneo es
aquel que tiene las mismas propiedades químicas y físicas a lo largo de su extensión, y un
sistema heterogéneo es todo lo contrario, es decir, no mantiene las mismas propiedades químicas
y físicas, y además está compuesto por partes, o por fases, diferenciandose entre ellas por sus
propiedades. Una fase es homogénea y está separada del resto de las fases por distintos bordes.
La dispersión de una fase respecto al sistema heterégoneo es inmaterial, es decir, no

Conceptos Básicos
necesariamente tiene que ser continua. Un sistema heterogéneo por ejemplo podría consistir de
agua, hielo, y vapor de agua.
Las siguientes definiciones son importantes para poder comprender las propiedades de los
fluidos:
• Presión: Es la fuerza por unidad de área ejercida por las moléculas alrededor de los
materiales
• Temperatura: Es una medida de la energía cinética de las moléculas
• Fase: Es cualquier parte homogénea de un sistema que físicamente distinta a las otras partes.
• Componente: La cantidad de elementos independientes que constituyen un sistema. Por
ejemplo el gas natural, puede consistir de metano, etano, o cualquier otra combinación
química, y cada uno de ellos son componentes.
• Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades independientes de la cantidad de
materiales bajo consideración.
• Propiedades Extensivas: Son aquellas propiedades directamente proporcionales a la
cantidad de materiales bajo consideración.
• Punto Crítico de un sistema de una sola fase: El más alto valor de presión y de
temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden coexistir.
• Punto Crítico de un sistema multifásico: Es el valor de presión y temperatura donde las
propiedades intensivas del gas y del líquido son continuas e idénticas.
• Temperatura Crítica: Temperatura en el punto crítico.
• Presión Crítica: Presión en el punto crítico.
• Presión de Saturación: Presión a la cual el petróleo ha admitido todo el gas posible en
solución.
• Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma la
primera burbuja de gas del líquido en una región de dos fases.
• Punto de Rocío: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma
líquido del gas en una región de dos fases.
• Región de Dos Fases: Es la región limitada por el punto de burbujeo y el punto de rocío.

Conceptos Básicos
• Cricondentérmico: La más alta temperatura a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir
en equilibrio.
• Cricondenbárico: La mayor presión a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en
equilibrio.
• Retrógrado: Cualquier región donde la condensación o vaporización ocurre de forma
contraria al comportamiento normal.
• Condensación Retrograda: Cuando el líquido se condensa bien sea disminuyendo la
presión a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presión constante. 5
ϕ
ϕ
Extraído de Presentación Reseng I Autor José Sierra, Halliburton
FIG. 12 SISTEMA MULTICOMPONENTE
5 00
1 0 00
1 5 00
2 0 00
2 5 00
3 0 00
3 5 00
4 0 00
0 50 1 00 1 50 2 00 2 50 3 00 3 5 0
5 00
10 00
15 00
20 00
25 00
30 00
35 00
40 00
0 50 1 00 1 50 2 00 2 50 3 00 3 50
Petróleo con Gas
Disuelto
PetróleoPetróleo con Gascon Gas
DisueltoDisuelto
Gas-Condensado
Retrógrado
Gas-Gas-CondensadoCondensado
RetrógradoRetrógrado
Gas en una sóla
Fase
Gas enGas en una sólauna sóla
FaseFase
PuntoPunto
CríticoCrítico
Punto
Punto dede Burbuja
Burbuja
Punto
Punto dede Rocío
Rocío
80%
40%
20%
10%
5%
0%
Volumen de Líquido
Temperatura delTemperatura del Reservorio (°F)Reservorio (°F)
PresióndelPresióndelReservorio(Reservorio(psiapsia))

Conceptos Básicos
2.8.1.RELACIÓN GAS DISUELTO (Rs)
Es la cantidad de gas medida en pies cúbicos normales (PCN), que se disuelven en un barril de
petróleo, medido a condiciones (BN), cuando la mezcla se somete a las condiciones de presión y
temperatura del yacimiento se expresa en PCN/BN. 3
Depende de :
• Presión
• Temperatura
• Composición del gas y del petróleo
• Tipo de Liberación
FIG. 13 COMPORTAMIENTO DE Rs VERSUS PRESIÓN DE YACIMIENTO. PB ES PRESIÓN DE
BURBUJEO
0
200
400
600
800
1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000
pB
Rs
(PCN/BN)
Presión
(lpca)

Conceptos Básicos
2.8.2.FACTORES VOLUMÉTRICOS DE FORMACIÓN (Bo, Bg, Bt)
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
El factor volumétrico de formación del petróleo, Bo, es el volumen de la masa de petróleo a
presión y temperatura de yacimiento dividido por el volumen de la misma masa a condiciones de
superficie. El volumen de petróleo es menor en superficie comparado con el de la formación
debido a diversos factores. El factor de merma (shrinkage) (1/Bo) es el recíproco del factor
volumétrico del petróleo.
Uno de los factores que más influye en el Bo es la cantidad de gas que viene de solución cuando
la presión y la temperatura caen de las condiciones del yacimiento a condiciones de superficie. 5
FIG. 14 COMPORTAMIENTO DE Bo VERSUS PRESIÓN DE YACIMIENTO.
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000
pB
Bo
(BY/BN)
Presión
(lpca)

Conceptos Básicos
Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg)
El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es el volumen de la masa de gas a presión y
temperatura del yacimiento dividido por el volumen de la misma masa de gas a condiciones de
superficie. El volumen de gas es mayor en superficie comparado con el de la formación. El gas
se expando debido a la reducción de temperatura y presión de condición de reservorio a
superficie. Adicionalmente, cualquier fluido producido puede contener gas inicialmente disuelto
en el mismo, pero con la reducción en presión y temperatura el gas saldrá de solución.
Bajo condiciones normales, Vsc=1, Psc=14.7 atm, Tsc=60 o
F, donde T, P y Z están a
condiciones de yacimiento, Bg, puede ser estimada como:
P
ZT
Bg 00504.0= (cf/scf) (17)
Factor Volumétrico Total o Bifásico (Bt)
El factor volumétrico total o bifásico, Bt, se define como el volumen que ocupa a condiciones
de yacimiento un barril fiscal de petróleo y el gas que contenía inicialmente en solución. Puede
ser estimado como : 3
)( RsRsiBgBoBt −+= (18)
FIG. 14 COMPORTAMIENTO DE Bt, Bo VERSUS PRESIÓN DE YACIMIENTO.
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1000 2000 3000 4000 6000 8000 10000
pB
Bo
(BY/BN)
Presión
(lpca)
Bt
Bt
BoiBti =
Bo

Conceptos Básicos
2.9.CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS
QUE CONTIENEN
Yacimientos de Gas (Gas Reservoirs)
Los gases naturales consisten generalmente de 60% a 80% de metano, y el resto principalmente
compuesto de hidrocarburos gaseosos como el etano, propano, butano, y pentano. Lo menos que
un gas natural puede contener de metano es el 7%. Cuando el nitrógeno, el dióxido de carbono,
sulfuro de hidrógeno, y helio estan presentes en pequeñas cantidades son consideradas
impurezas, sin embargo cuando hay cantidades suficientes pueden ser usadas de forma
comercial. Los hidrocarburos que estan en condición de vapor en el yacimiento están
clasificados como gas, y se subdividen en tres clasificaciones: gas condensado, gas mojado, o
gas seco. 5
Yacimientos de Gas Condensado (Condensate Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas condensado o retrogrado existe cuando la temperatura inicial del
yacimiento está entre la temperatura crítica y cricondertérmica, y la presión inicial de yacimiento
es igual o mayor que la presión de rocío. A medida que va produciendo el reservorio, la presión
disminuye hasta que el punto de saturación es alcanzado. En este punto el líquido comienza a
condensar. A medida que la presión se va reduciendo el porcentaje de líquido se incrementa
hasta un punto donde cualquier otra disminución de presión solo se encontrará gas. Cuando se
tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la presión es fundamental para optimizar la
producción. En condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los hidrocarburos
presentes son líquidos, por lo tanto no es posible clasificar el yacimiento solo por los fluidos que
se producen.
La posición relativa del punto crítico es determinado por la cantidad de hidrocarburos livianos
presentes (metano, etano, y propano) en la mezcla. Cuando los hidrocarburos livianos conforman
un alto porcentaje en la mezcla total, la temperatura crítica de la mezcla alcanzará la temperatura
crítica del componente más liviano.

Conceptos Básicos
Un ejemplo de un sistema de condensado es uno compuesto de un gas natural y una mezcla de
gasolina natural. La temperatura crítica de esta mezcla es tal que si le mezcla estuviera
acumulada en un reservorio, a una considerable profundidad (temperatura de yacimiento entre
100 ºF y 200ºF), el fluido se comportará como gas condensado.
Esto conduce a dos interesantes fenómenos asociados con la producción de gas condensado: en
la medida que se drena el yacimiento, la presión del yacimiento declina y una condensación
retrógrada isotérmica ocurre. Segundo, el fluido producido es sujeto a disminución de presión y
de temperatura. El líquido que se produce en los separadores es el resultado de la normal
condensación por la disminució de temperatura. Un yacimiento de gas condensado típicamente
tiene Relación Gas Líquido (RGL ò GLR por sus siglas en inglés) de 8000 hasta 70000 scf/bbl, y
gravedades cercanas y superiores a los 40º API. 5
ϕ
ReservorioReservorioReservorio
Punto CríticoPunto CríticoPunto Crítico
PresiónPresión
TemperaturaTemperatura
Punto
Punto
dedeburbuja
burbuja
Punto
Punto
dede
rocío
rocío
PuntoPunto dede rocíorocío
LIQUIDO
LIQUIDO
SeparadorSeparadorSeparador GASGASGAS
GASGASGAS
FIG. 15 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO

Conceptos Básicos
Yacimientos de Gas Rico (Yacimientos de Gas Mojado ó Wet Gas Reservoirs, en inglés)
Un yacimiento de gas mojado está compuesto menor porcentaje de componentes pesados que el
de gas condensado. Esto causa que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico
esté a menor temperatura que en el caso anterior. La temperatura de yacimiento excede la
temperatura crincondertémica, la cual causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola
fase a pesar de que disminuya la presión. Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el
yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se
pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie tenemos
el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en el separador. Las diferencias básicas con
los yacimientos de gas condensado son: 1.-Condensación Retrograda Isotérmica no ocurre en
este tipo de yacimiento con declinación de la presión. 2.-La producción de líquido del separador
en este los yacimientos de gas rico es menor que en los de gas condensado. 3-Menos
componentes pesados están presentes en la mezcla de gas rico.La RGL está entre 60000 scf/bbl
y 100000 scf/bbl, con gravedades superiores a los 60º API. 5
ϕ
GASGASGAS
LIQUIDO
LIQUIDO
PresiónPresión
SeparadorSeparadorSeparador
FIG. 16 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS RICO O GAS MOJADO

Conceptos Básicos
Yacimientos de Gas Seco (Dry Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y etano con pequeños
porcentajes de componentes pesados. Tanto en el separador en superficie, como en las
condiciones iniciales en el yacimiento permanecen en una sola región. Los hidrocarburos
líquidos no se condensan de la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco,
en este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros líquidos que se puedan
condensar durante la vida productiva del yacimiento o en el proceso de separación.
ϕ
ϕ
GASGASGAS
LIQUIDO
LIQUIDO
PresiónPresión
FIG. 17 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE GAS SECO

Conceptos Básicos
Yacimientos de Petróleo
Las mezclas de hidrocarburos que existen en estado líquido a condiciones de yacimiento son
clasificados como yacimientos de petróleo. Estos líquidos estan divididos en yacimientos de
petróleo de alto encogimiento (high shrinkage) y bajo encogimiento (low shrinkage), en base a la
cantidad de líquido que se produce en superficie. Además de esa clasificación existe los
yacimientos saturados y subsaturados, dependiendo de las condiciones iniciales del yacimiento.
El petróleo es considerado saturado si esta sobre o cerca del punto de burbujeo. Con una pequeña
caída de presión el gas se produce del petróleo saturado. Cuando se necesita una gran caída de
presión para producir gas del petróleo, el yacimiento se considera subsaturado. A medida que se
drena el yacimiento, la presión va disminuyendo y el punto de burbujeo se alcanza, permitiendo
así que se produzca el gas que estaba en solución.
ϕ
ϕ
PresiónPresión
Punto
Punto
dede
burbuja
burbuja
Punto
Punto
dede
rocío
rocío
GASGASGAS
LIQUIDOLIQUIDOLIQUIDO
FIG. 18 DIAGRAMA DE FASES DE UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO

Conceptos Básicos
La química del petróleo es bastante compleja, un crudo puede contener varios miles de diferentes
compuestos que pertenecen hasta a 18 series diferentes de hidrocarburos. El petróleo es
generalmente descrito por su gravedad específica, una cantidad que es fácil mente medible con
un hidrómetro flotante. La gravedad API viene definida por la siguiente ecuación: 5
5.131
º60@.
5.141
º −=
FEspGrav
API (19)
2.10. RESERVAS DE HIDROCARBUROS. ESTIMACIONES DE RESERVA.
DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN
Petróleo Original en Sitio (POES)
El petróleo original en sitio (POES) es el volumen inicial u original de petróleo existente en las
acumulaciones naturales. 6
Reservas
Las reservas están definidas como aquellas cantidades de petróleo las cuales anticipadamentes se
consideran comercialmente recuperables de una acumulación conocida en una fecha
determinada. Todas las estimaciones de reservas involucran un grado de incertidumbre, la cual
depende principalmente de la cantidad de información de geología e ingeniería confiable y
disponible al tiempo de la interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre
conduce a clasificar básicamente las reservas en: probadas y no probadas. Las no probadas
tienen menos certezas de ser recuperadas que las probadas y a su vez se subclasifican en
probables y posibles.
La estimación de reservas es determinística si es realizada basada en datos geológicos,
económicos y de ingeniería conocidos. La estimación es probabilística cuando los datos
geológicos, económicos y de ingeniería conocidos son usados para generar un rango de
estimaciones y las probabilidades asociadas. La clasificación de reservas como probadas,
probables y posible ha sido la más frecuente e indica la probabilidad de recuperarlas.
Continuamente las reservas deben ser revisadas por la información geológica o de ingeniería que

Conceptos Básicos
surgan o si las condiciones económicas cambian. Las reservas pueden ser atribuidas a los
métodos de energía natural y los métodos de recuperación mejorados, tales como mantenimiento
de la presión, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos, y el uso de fluidos
miscibles e inmiscibles. 6
Reservas Probadas
Las reservas probadas son aquellas cantidades de petróleo las cuales, por análisis geológicos y de
ingeniería, pueden ser estimadas con una certeza razonable de ser comercialmente recuperables.
Si se emplea el método determinístico existe un alto grado de confiabilidad en las cantidades a
ser recuperadas. Si se emplea el probabilístico, debe existir un 90% de probabilidad que las
cantidades que se recuperen serán igual o mayor que las estimadas. En general las reservas se
consideran probadas la factibilidad de producir comercialmente esta confirmada por las pruebas
de producción y de formación. En el contexto, el término se refiere a las cantidades en reservas,
mas no a la productividad del pozo o del yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas
pueden ser realizadas basadas en registros de pozos y análisis de núcleos que indican que el
reservorio tiene un importante contenido de hidrocarburo que es similar a otros reservorios en la
misma área que se está produciendo, o ha demostrado la misma capacidad de producir de
acuerdo a las pruebas de formación.
El área considerada como probada incluye: área delineada por perforación y definida por los
contactos entre los fluidos, si existe alguno, y por las porciones sin perforar del yacimiento que
indican razonablemente la existencia de reservas comercialmente explotables. Se pueden
considerar reservas probadas si existen las facilidades para el proceso y el transporte de dichas
reservas se encuentran operacionales o se estiman estarán disponibles en un tiempo de espera
breve. Las reservas en localizaciones no desarrollada reciben el nombre de probadas no
desarrolladas. Las reservas que se producen de la aplicación de métodos de recuperación
mejorada se incluyen en probadas cuando: una prueba exitosa de un proyecto piloto o una
respuesta favorable de un programa en yacimientos análogos o con propiedades roca-fluido
similares.6

Conceptos Básicos
Reservas No Probadas
Las reservas no probadas están basadas en las mismas técnicas y sondeos que las probadas, solo
que las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o regulatorias, excluyen a las mismas
de ser clasificada como probadas. Las reservas no probadas a su vez pueden ser probables y
posibles. Las reservas no probables pueden ser estimadas asumiendo condiciones futuras
condiciones económicas diferentes de aquellas que prevalecen al tiempo en que se estiman. 6
Reservas Probables
Las reservas probables son aquellas reservas no probadas que de acuerdo a las estimaciones
pertinentes parecen no ser recuperables. Cuando se aplican métodos probabilísticos, debería
haber al menos 50% de probabilidad que se produzcan las cantidades que se recuperen sean
iguales o excedan la suma estimada de reservas probadas más las probables. Las reservas
probables incluyen aquellas que son anticipadas a pruebas de producción, aquellas que aparecen
en los registros pero por la falta de datos de núcleos o pruebas definitivas y las cuales no son
análogas a las arenas productoras o al de las áreas de reservas probadas, reservas atribuibles a
futuros trabajos de reacondicionamiento.6
Reservas Posibles
Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas que de acuerdo a los análisis parecen
menos recuperables que las probables. Empleando métodos probabilísticos debería existir al
menos el 10% de probabilidad que se produzcan las reservas inicialmente cuantificadas. Las
reservas posibles pueden ser aquellas que podrían existir más allá de las áreas clasificadas como
probables, también las que aparecen en registros y en análisis de núcleos pero no pueden ser
productivas a tasas comerciales. 6

Conceptos Básicos
Estimación de Reservas
Método Volumétrico
El petróleo original en sitio puede ser estimado mediante la siguiente ecuación:
oi
oi
B
SAh
N
φ
7758= (20)
N= Petróleo Original en Sitio
A= Área en acres
h= Espesor promedio, en pies (intervalo donde hay presencia de petróleo)
φ= Porosidad Promedio, en fracción
Soi= Saturación inicial de petróleo, en fracción
Boi=Factor Volumétrico de Formación del Petróleo Inicial (BY/BN)
El gas original en sitio puede ser estimado mediante la siguiente ecuación:
siNRG = (21)
G=Gas original en sitio, pies cúbicos normales (scf)
N=Petróleo original en sitio, barriles normales (BN)
Rsi= Solubilidad inicial del gas en el petróleo (scf/bn)
El gas libre original en sitio
gi
gi
B
SAh
G
φ43558
= (22)
G=Gas original libre en sitio, pies cúbicos normales (scf)
Sgi= Saturación inicial de gas, en fracción
Bgi=Factor Volumétrico de Formación del Gas Inicial (cf/scf)
H= Espesor promedio, en pies (intervalo donde hay presencia de gas)

Conceptos Básicos
Correlaciones API
La correlación API para el cálculo de la eficiencia de recobro para yacimientos por empuje de
gas viene dada por (arenas, areniscas, rocas carbonáticas) :
( )
1741.0
3722.0
0979.01611.0
1(
815.41 
















 −
=
Pa
Pb
xSwix
k
x
Bob
Swi
E
ob
R
µ
φ
(23)
ER= Eficiencia de Recobro, % del petróleo
φ= Porosidad, Fracción
Swi= Saturación de agua intersticial en la fracción de espacio poroso
Bob= Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (BY/BN)
k = Permeabilidad Absoluta, darcy
µo= Viscosidad del Petróleo en el punto de Burbujeo, cps
Pb= Presión de Burbujeo, psia
Pa= Presión de Abandono, psia
La correlación API para el cálculo de la eficiencia de recobro para yacimientos con empuje de
agua viene dada por (arenas y areniscas):



















 −
= −
Pa
Pi
xSwixwik
x
Boi
Swi
E
OI
R
1903.0
0770.00422.0
)(
)1(
898.54
µ
µφ
(24)
ER= Eficiencia de Recobro, % del petróleo
Boi= Factor Volumétrico Inicial de Formación del Petróleo (BY/BN)
µwi= Viscosidad Inicial del Agua, cp
µoi= Viscosidad Inicial del Petróleo, cp
Pi = Presión Inicial del Yacimiento, psia 2

Conceptos Básicos
Ecuaciones de Curva de Declinación
Una expresión generalizada para la declinación de la tasa puede ser como sigue:
n
Kq
q
dt
dq
D == (25)
D= Indice de Declinación
q= Tasa de producción, barriles por día, mes o año
t= Tiempor en días, mes o año
K= Constante
n= Exponente
La declinación puede ser constante o variable en el tiempo, teniendo principalmente tres formas
básicas para la declinación de la presión
• Declinación Exponencial/Constante
t
qi
qt
D






−=
ln
(26)
n=0, K=Constante
qi= Producción Inicial
qt= Producción al tiempo t
Las relaciones tiempo –tasa, y tasa – acumulados, vienen dadas por:
Dt
eqiqt −
= . (27)
D
qtqi
Qt
−
= (28)
Qt= Producción Acumulado al tiempo t
Otra ecuación de declinación exponencial es:

Conceptos Básicos
qi
q
D
∆
=´ (29)
Siendo ∆q la razón de cambio de la tasa para el primer año. En este caso, la relación entre D y D´
viene dada por:
´)1ln(1ln D
qi
q
D −−=




 ∆
−−= (30)
• Declinación Hipérbolica
n
Kq
q
dt
dq
D =−= (0<n>1) (31)
Esta ecuación es idéntica a la expresión general de declinación, a excepción de la constante n.
Para las condiciones iniciales se tiene que:
n
iq
Di
K = (32)
n
itnDqiqt
1
)1(
−
+= (33) y
i
n
t
n
i
n
i
Dn
qqq
Qt
)1(
)( 11
−
−
=
−−
(34)
Donde Di es la declinación inicial.

Conceptos Básicos
• Declinación Armónica
Kq
q
dt
dq
D =−= (35)
Para n = 1
Para las condiciones iniciales se tiene que:
qi
Di
K = (36)
)1( tD
qi
qt
i+
= (37) y
qt
qi
Di
qi
Qt ln= (38)
Tanto el modelo exponencial como el modelo armónico, son casos especiales de la declinación
hiperbólica. 2
Estimación de Reservas por Balance de Materiales.
Reservorios de Petróleo
La base del balance de materiales es la ley de la conservación de la masa (la masa no se crea ni
se destruye). Matemáticamente, la expresión general, de balance de materiales puede describirse
tal como sigue:
Volumen Recuperado= Exp. Petr. + Gas Orig Dis. + Exp Capa de Gas + Reducción del
Volumen de Hidrocarburo por agua connata + Influjo Natural del Agua. (39)
El balance de materiales como una ecuaciòn lineal, viene dada por :
( ) efwg WEmEENF +++= 0 (40)

Conceptos Básicos
Donde:
F = Volumen Recuperado (BY) puede ser igual a
( )[ ] giwiwpgspop BGBWBWBRRBN −−+−+= (41)
( )[ ] giwiwpgsiptp BGBWBWBRRBN −−+−+= (42)
y,
Np = Producción de petróleo acumulado, BN
Bo = Factor Volumétrico de Formación del Petróleo, BY/BN
Rs = Gas en Solución del Petróleo, cf/BN
Bg = Factor Volumétrico de Formación del Gas BY/SCF
Wp = Producción de Agua acumulada, BN
WI = Inyección de Agua acumulada, BN
Gi = Inyección de Gas acumulada, cf
Rp = Relación de gas y petróleo acumulado, Producción de gas aculmulado sobre Producción de
petróleo acumulado, cf/BN
N = Petróleo original en sitio, BN
Eo = Expansión de petróleo y gas original en solución, BY/BN , es igual a :
tit BB −= (43)
( ) ( ) gssioio BRRBB −+−= (44)
( ) gssiot BRRBB −+= (45)
=m Fracción del volumen inicial de la capa de gas, es igual a
PetroleodezonalaenrosHidrocarbudeInicialVolumen
GasdeCapalaenrosHidrocarbudeInicialVolumen
________
________
= (BY/BN) (46)
Eg = Expansión de la capa de gas, BY/BN, igual a








−= 1
gi
g
oi
B
B
B (47)
Efw =Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso, BY/BN, igual a

Conceptos Básicos
( ) P
S
CSC
Bm
wi
fwiw
o ∆







−
+
+=
1
1 (48)
Cw,Cf = Compresibilidad del agua y de la formación respectivamente, psia-1
Swi = Saturación Inicial de Agua, en fracción
∆p = Caida de presión , psi
We = Influjo acumulado de agua natural BY, igual a
= US(p,t) (49)
donde
U = Constante de acuífero, BY/psi
S(p,t) = Función de acuífero
Wang y Tesdale listaron constantes teoricas y la función U para distintos tipos de acuiferos.
La ecuación de balance de materiales puede ser usada para estimar el petróleo original en sitio
por el cotejamiento del comportamiento de la historia de producción y predecir la futura curva de
producción.
Para una yacimiento con empuje de gas, donde no hay una capa de gas inicial (m=0), no hay
inyección de gas(Gi = 0), ni agua,(Wi = 0), y no existe influjo natural de agua (we= 0), la
ecuación de balance de materiales puede ser reducida a:
( )[ ] wpgsiptp BWBRRBN +−+ ( )








∆







−
+
+−= P
S
CSC
BBBN
wi
fwiw
oitit
1
(50)
Para el punto de presión de burbujeo (por debajo de la saturaciòn del petròleo), se tiene que
sisp RRR == , oiti BB = y ot BB = (51)
Luego, despreciando la producción de agua, la ecuación se reduce a :

Conceptos Básicos
pC
B
B
N
N
e
o
oip
∆





= (52)
Donde :
( )wi
fwwoo
e
S
CSCSC
C
−
++
=
1
(53)
So = Saturación de petróleo, en fracción
Co = Compresibilidad del petróleo.
Si el POES es conocido , la ecuaciòn 52 puede ser usada para calcular la futura producción, con
las sucesivas caidas de presión a partir de la presión inicial.
Por debajo del punto de burbuja , y despreciando la producción de agua y la compresibilidad de
la roca , la ecuación se reduce a :
( ) gsipt
titp
BRRB
BB
N
N
−+
−
= (54)
La determinaciòn de la futura producción requiere no solo la solución de la ecuación, sino
también de las subsiguientes ecuaciones para saturación de líquidos, relación gas-petròleo
producido, y la producción de gas acumulado dadas como sigue a continuaciòn:
( )wi
oi
op
o S
B
B
N
N
S −













−= 11 (55)
























+=
ro
rg
g
o
g
o
s
B
B
RR
κ
κ
µ
µ
(56)
∑
∆
≈
∫
==
p
p
p
p
t
p
p
N
NR
N
RdN
N
G
R
0
(57)
Donde :

Conceptos Básicos
µo,µg = Viscosidad del gas y el petróleo respectivamente, cps
κrg,κro= Fracciòn de permeabilidades relativas del gas y el petróleo respectivamente.
La soluciones simultáneas de balance de materiales y las ecuaciones subsidiarias son requeridas
sobre el paso del tiempo o pasos de presiones correspondientes.
Reservorio de Gas
La ecuación de balance de materiales como ecuación lineal queda como sigue a continuación:
( ) efwg WEEGF ++= (58)
Donde :
F = Volumen Recuperado, BY
wpgwgp BWBG +=
Gwgp = Producciòn de gas acumulado, scf
cpcp FNG +=
Gp= Producciòn Acumulada de Gas Seco scf
Npc= Producción Acumulada de condensado, BN
Fc= Factor de conversión para condensado, scf/BN, igual a :
c
c
M
γ
79.132= (59)
γc = Gravedada especìfica de fluido (en este caso podría ser para condensado), igual a :
APIo
+
=
5.131
5.141
(60)
Mc= Peso molecular de condensado, igual a:
9.5
6084
−
=
APIo
(61)
G = Gas original en sitio. scf
Eg = Expansión del gas , BY/scf, igual a:
gig BB −= (62)
Efw = Expansión del agua connata y reducciòn del volumen pororso, BY/PCN, igual a :

Conceptos Básicos
( )PPCB iegi −= (63)
p
S
CSC
B
wi
fwiw
gi ∆







−
+
=
1
(64)
∆p= Presiòn inicial de yacimiento – Presiòn promedia del yacimiento, psia, igual a :
PPi −= (65)
We = Influjo de agua acumulada, BY
( )tpUS ,= (49)
U = Constante de acuifero, BY/psi
S(p,t) = Funciòn de acuifero, psi.
Para estudiar la depleción de un reservorio, We y Efw pueden ser despreciados. Luego
considerando, la no presencia de agua ni producción de condensado, la ecuación de balance de
materiales general , puede reducirse a una expresión mas sencilla, tal como sigue:








−=
G
G
z
p
z
p p
i
i
1 (66)
Si se gráfica p/z Vs Gp, se obtendrá una línea recta. El GOES puede ser obtenido por
extrapolación de la línea hasta el corte con el eje Gp. La ecuación previa puede ser usada
directamente para calcular la futura producción de gas correspondiente a la presión dada. Si la
presión de abandono es conocida, esta esta ecuación también puede ser usada para estimar la
ultima producción de gas. 2

3. INTRODUCCIÒN GEOLOGÌA
La geologìa es la ciencia que estudia el origen, historia y estructura fìsica de la tierra. Esta
ciencia es esencial para la industria petrolera ya que la mayoria del petròleo es encontrado dentro
de las rocas.
La geologìa trata de responder tales preguntas, como cuan vieja es la tierra, de donde proviene su
composiciòn. Para hacer esto se realizan una serie de estudios basados en la eviidencia de
eventos ocurridos hace millones de años, tales como: terremotos y erupciones volcanicas.
Esta de igual forma se encarga de estudiar la composiciòn de la tierra la cual se formó hace 4.55
billones de años por una nube de polvo cósmico. El calor originò que los elementos radiactivos
se fundieran. Los componentes, en su mayoría hierro y níquel descendieron al centro de la tierra
formando un núcleo. Los geólogos creen que el núcleo esta formado por dos partes, una parte
interna denominada núcleo sólido y una externa denominada núcleo lìquido, ambas partes son
muy calientes, densas y se hallan sometidas a altas presiones, seguido a esto se forma una capa
de minerales, denominada manto, la cual se halla por encima del núcleo externo y por ultimo
sobre este manto se forma una corteza de roca producto de la solidificación de minerales ricos en
aluminio, sílice, magnesio y otros.
En el ambito petrolero la geologìa se basa en el estudio de las rocas que contienen petròleo y gas,
particularmente aquellas con suficiente petròleo , para ser comercialmente explotado.
Antes de continuar resulta importante aclarar lo que es un yacimiento de petròleo ya que muchos
son los que piesan que un yacimiento es como un rìo fluyendo de un banco a otro, lo cual esta
muy lejos de la realidad ya que un yacimiento de petròleo es una formaciòn de roca que contien
petròleo y gas al lgual como una esponja contiene agua y su tamaño dependerà de la cantidad de
petròleo y gas que contenga.

Geología Petrolera
3.1 GEOLOGÌA ESTRUCTURAL
La detección de los yacimientos petrolíferos se halla limitada debido a que estos no pueden
aflorar a la superficie lo que hace necesario una serie de estudios que generalmente comprende
tres etapas sucesivas: geologìca, geofìsica y de sondeo, siendo la gelogìa la más importante y la
menos costosa de las tres ya que los estudios geològicos previos permiten indicar o confirmar la
posible existencia de petròleo acumulado, antes de proceder a la perofraciòn de pozos destinados
a su extracciòn.
La exploración petrolífera, y en particular la geología estructural, tiende con las técnicas que
dispone, a:
Localizar un emplazamiento favorable para la acumulación de petróleo o gas, donde
implantar un sondeo.
Reconocer en el curso del sondeo, la presencia de hidrocarburos en los terrenos
atravesados por la broca.
Del primer objetivo, se ocupa la Geología de Superficie, mientras que, el segundo pertenece a la
Geología del Subsuelo.
EXPLORACIÒN GEOLOGICA DE SUPERFICIE
Esta se fija dos metas principales:
1. Reconocer la presencia y determinar la naturaleza de las facies favorables para la génesis y
acumulación de hidrocarburos y fijar su posición en la serie sedimentaria.
2. Develar y localizar las trampas y determinar con mayor precisión posible, su geometría.
Esta se fundamenta en Búsquedas Estratigráficas y Estudios Estructurales.

Geología Petrolera
Búsquedas estratigráficas: Se basan en mostrar informaciòn sobre la naturaleza y
potencia de los diferentes terrenos sedimentarios encontrados, asì como sus posiciones relativas.
La información se obtiene tomando muestras sistemáticamente, para su posterior estudio en el
laboratorio, con el fin de conocer las características petrográficas, petrofìsicas, geoquímicas y su
contenido en microfauna. Estas investigaciones permiten hacerse una idea del valor petrolífero
de la serie sedimentaria.
Estudios estructurales: Tienen por objetivo la búsqueda de trampas estructurales ya que
son las únicas accesibles a la geología de superficie. El procedimiento de dicha búsqueda se basa
en el levantamiento de un mapa geológico clásico o en algunos casos donde este no es suficiente
se debe completar con un mapa estructural.
EXPLORACIÒN GEOLOGICA DEL SUBSUELO
Una vez que se elige la localización de un sondeo de exploración, queda por descubrir
rápidamente la presencia de petróleo o de gas en las rocas-almacén atravesadas.
Teniendo en cuenta que el sondeo es una operación muy costosa, es necesario obtener el máximo
de datos geológicos que serán indispensables para el desarrollo posterior de la investigación.
Estos datos como por ejemplo: Detección de indicios, recolección y utilización de muestras,
entre otros, se obtienen por medio de la geología de subsuelo.
Esta se fundamenta en el Control Geológico de Sondeo e Interpretación de Datos.
Control geológico de sondeo: Es la base de toda la geologìa de subsuelo. Depende
de la precisión y fidelidad de sus observaciones así como también de la calidad de las
interpretaciones posteriores. Es igualmente el geólogo residente en el sondeo, quien debe
prever la proximidad del objetivo del sondeo, utilizando para ello los datos sobre la
geología local, aportados por los estudios del terreno.

Geología Petrolera
Interpretación de datos: Con la utilizaciòn conjunta de los diversos pràmetros
fìsicos obtenidos por los registros y las observaciones directas recogidas de las muestras,
es posible obtener un conocimiento muy detallado de la serie estratigràfica atravesada por
el sondeo, como por ejemplo: Edad de las formaciones, naturaleza petrogràfica,
caracteres petrofìsicos, contenido de fluidos, etc.
3.1.1 FALLAS
Las fallas ocurren cuando una superficie rocosa se fractura y ocurre un desplazamiento de las
partes una relación a la otra. La presencia de una falla es de importancia para los geólogos ya
que estas afectan la localización del petróleo y las acumulaciones de gas ya que un
desplazamiento de las partes puede ocasionar el movimiento de la roca que contiene los
hidrocarburos de su ubicación original.
TIPOS DE FALLAS
Falla Normal: Estas presentan un desplazamiento principalmente vertical y se dan cuando la
superficie de fractura esta inclinada hacia el bloque deprimido.
Falla Inversa: Estas fallas al igual que las normales presentan un desplazamiento
principalmente vertical y se dan cuando la superficie de la falla esta inclinada hacia el bloque
Figura 1: Falla Normal.

Geología Petrolera
levantado. Una falla de este tipo puede pasar a ser un cabalgamiento, cuando el àngulo de
inclinaciòn de su plano tiende hacia la horizontal.
3.1.2 TRAMPAS
Las trampas son todas aquellas anomalìas geològicas que detienen la migraciòn del pertòleo y
produce su acumulaciòn, su origen puede ser tectònico, estratigràfico o litològico.
CLACIFICACIÒN DE LAS TRAMPAS
TRAMPAS ESTRATIGRÀFICAS
Se originan debido a fenòmenos de tipo litològico (perdida de permeabilidad), sedimentario
(acunamientos, lentejones, arrecifes) y paleogràficos (acunamientos de erosiòn, paleocadenas).
Se consideran dentro de esta categorìa las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras
claramente difinidas, tales como las que se encuentran en los flancos de los pliegues, arrecifes,
trampas secundarias, etc. Dentro de estas se pueden destacar:
Trampas lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares, mas o menos
extensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras
rocas impermeables.
Figura 2: Falla Inversa.

Geología Petrolera
Trampas en arrecifes : Son trampas que se forman bajo determinadas circunstancias
donde algunos organismos coloniales pueden dar lugar a una formación biohermal. Estas
formaciones están constituidas por calizas que a su ves están constituidas por los organismos,
por el hecho de estar constituidas por los esqueletos de los organismos en posición de vida,
presentan numerosos huecos y por consiguiente porosidad elevada, por lo que si aparecen
cubiertas por formaciones impermeables pueden constituir excelentes almacenes.
TRAMPAS ESTRUCTURALES Son aquellas donde intervienen principalmente factores
tectónicos, pliegues, fallas, y sus combinaciones.
Figura 3: Trampa Lenticular.
Figura 4: Trampa en arrecife.

Geología Petrolera
Trampas en fallas: Son trampas que se forman por el desplazamiento de un cuerpo rocoso
a lo largo de la línea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la
permeabilidad de las capas.
3.1.3 ANTICLINALES, SINCLINALES
Este tipo de trampas entra dentro de las estructurales y son las que se conocen con mas
antiguedad., son también las mas simples y las que corresponden mas exactamente a la
definición general de trampa. En estas los estratos que originalmente se encuentran horizontales
se pliegan en forma de arcos o domos ocasionando que los hidrocarburos migren desde abajo
por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructurales.
Figura 5: Trampa en falla.

Geología Petrolera
3.2 GEOLOGÍA SEDIMENTARIA
La geología sedimentaría se encarga de estudiar el origen, yacimientos, movimientos y
acumulaciones de los hidrocarburos, con el fin de aplicar estos conocimientos a su búsqueda,
descubrimiento y explotación comercial.
3.2.1 AMBIENTES SEDIMENTARIOS
AMBIENTE FLUVIAL
El ambiente fluvial comprende:
Canales de rìo
Canal rectilineo: Estos canales son raros y su profundidad es variable, por lo cual la línea
de máxima profundidad se mueve continuamente por todo el cauce de una orilla a otra. En la
zona opuesta a la línea de máxima profundidad se forman barras debido a la acumulación de
material.
Figura 6: Trampa en Anticlinal.

Geología Petrolera
Canal meandriforme: Los meandros son curvas pronunciadas que se forman en canales de
pendiente baja. Su baja energía los obliga a tomar una trayectoria curvilínea, la cual representa el
camino de menor resistencias al flujo de corriente. La acumulación de material se les denomina
barra de meandro.
Canal entrelazado: La formación de estos es favorecida por una pendiente moderada a
relativamente alta. Estos poseen suficiente energía para formar un cauce rectilíneo, el cual esta
formado por un cauce principal dividido internamente por cauces secundarios por barras de
sedimentos depositadas por la misma corriente.
Barras
Thalweg
Barras de Meandro
Figura 7: Canal Rectilìneo. Las Barras se dèpositan a uno y otro lado
del thalweg, (lìnea de màxima profundidad).
Figura 8: Canal Meandriforme. La sedimentaciòn procede en el lado convexo
del meandro (àrea punteada), mientras que hay erosiòn en el lado opuesto.

Geología Petrolera
Llanura aluvial
Esta es una zona plana ubicada a ambos lados del río. Esta cubierta por las aguas de
inundación durante las crecidas de los ríos, el cual lleva sedimentos hasta esta zona. Este tipo
de ambientes es favorable para la acumulaciòn de hidrocarburos.
Dique Natural: Estos se forman por los depòsitos de arena fina y lodo en las margenes del
rìo, cuando el agua desborda el canal. Este en un cuerpo sedimentario de poco relieve
topogràfico por lo que no es buen prospecto como almacenador de hidrocarburos.
Barras de Sedimentos
Dique Natural
Figura 9: Canal Entrelazado.El cauce principal se divide en corrientes individuales
separadas por barras de sedimentos dèpositados por el mismo rìo.
Figura 10: Dique Natural. Cuerpo sedimentario alargado y de
poco relieve topogràfico.

Geología Petrolera
Abanico de ruptura: Se forman cuando ocurre una ruptura del dique natural. Estos son
cuerpos arenoso que dismnuyen gradualmente hasta desaparecer a medida que se alejan del canal
fluvial. Las relaciones de facies de estos los hacen buenos prospectos para las acumulaciones de
hidrocarburos.
AMBIENTE DELTAICO
Un delta se forma donde un río trae al mar mas sedimentos de los que las olas y corrientes
litorales pueden distribuir hacia otras áreas. En los deltas existen tres zonas de acumulaciòn
sedimientaria que son:
Llanura deltaica
Canales distributarios
Àreas interdistributarias
Bahìas interdistributarias
Dique natural
Marismas
Zona proximal. Zona Media. Zona Distal.
Figura 11: Abanico de ruptura.

Geología Petrolera
Frente deltaico
Barras de desembocadura
Islas marginales
Depositos de playa.
Prodelta
El tipo de delta dependerá de la magnitud del aporte de sedimentos a la costa y su distribución
por las olas, mareas y corrientes litorales. De esta manera, según el tipo de energía
predominante, se pueden distinguir:
Delta con dominio fluvial
Este se caracteriza por un rìo principal que se divide en numerosos canales distributarios los
cuales transportan agua y sedimentos hacia el mar.
Canales Distributarios
Bahìas
Interdistributarias
Figura 12: Delta dominado por el rìo o digiforme. Nòtese las bahìas
interdistributarias en el frente deltaico.

Geología Petrolera
Delta con dominio de oleaje
En este caso el material sedimentario aportado al mar por los canales distributarios es
distribuido lateralmente por las corrientes litorales, formandose un frente deltaico constituido
por lomas de playa las cuales a medida que el delta avanza hacia el mar son cortadas por
canales distributarios.
Delta con dominio de marea
En este ambiente el material aportado por los canales distributarios es retrabajado por las
corrientes de marea, que es la energìa dominante de la costa. En este tipo de deltas la llanura
deltaica esta contituida por dos zonas divididas por la linea de marea alta, por lo que habrà en
la llanura deltaica un sector no afectado por la marea, denominado llanura deltaica con
dominio fluvial y otro sector cubierto periodicamente por la marea el cual se denomina
llanura deltaica con dominio de marea.
Frente deltaico
Lomas de playa
Figura 13: Delta dominado por el oleaje. En este el material arenoso es
transportado a lo largo de la linea de costa por la deriva litoral, para formar las
lomas de playa.

Geología Petrolera
AMBIENTE COSTERO
El ambiente costero, tambien denominado proximo- costero, o ambiente no deltaico, comprende
los modelos de costa firme, cordon litoral – laguna y llanura de marea. Las caracterìsticas de los
depòsitos costeros dependeràn del tipo de energìa predominante en la linea de costa, por lo que
se pueden distinguir:
Marisma
Laguna
Delta de marea lagunar
Delta de marea marino
Cordòn litoral
Llanura de marea.
Washover
Figura 15: Rasgos geommòfologicos del ambiente costero en un modelo cordòn litoral
lagunar, donde pueden observarse dos pasajes de marea con sus correspondientes
depositos arenosos.
Figura 14: Delta dominado por la marea. Las barras de marea se desarrollan
perpendiculares a la linea de costa, o sea, mas o menos paralelas al canal del
rìo.
Barras de marea
Canales de marea.
Frente deltaico
Llanura deltaica con
dominio fluvial

Geología Petrolera
Costas con dominio de oleaje
En las costas dominadas por el oleaje, la arena es transportada paralelamente a la costa por la
acciòn de la deriva litoral, formandose las playas de costa firme y los cordones litorales con sus
correspondientes lagunas litorales. Este modelo de costa està sometido a la acciòn de la marea,
pero en muy baja intensidad.
Costas con dominio de marea
En las costas dominadas por la marea se forman los denominados estuarios, los cual nacen en la
desembocadura de un rìo ocacionando que esta se ensanche y tome forma de embudo debido a la
acciòn de la corriente de marea, ya que estas son las que hacen retroceder periòdicamente el agua
del rìo hacia el continente.
AMBIENTE MARINO
El ambiente marino esta comprendido por tres sub-ambientes.
Ambiente Nerìtico o Plataforma.
Plataforma interna.
Plataforma media.
Plataforma externa.
En este normalmente se acumulan arcillas ya que las arenas permanecen en el ambiente costero
hasta una profundidad equivalente al limite de acciòn del oleaje.
.
Ambiente Batial o Talud Superior
Talud superior.
Talud medio.
Talud inferior

Geología Petrolera
En este el material arenoso que llega puede ser transportado hacia la cuenca marino profunda ya
sea a tàves de canones submarinos o a causa de derrumbes de sedimentos deltaicos o costeros.
Ambiente Abisal o Cuenca Marino profunda.
En este se originan acumulaciones de arena y arcilla que se depositan en forma de abanicos
submarinos.
EXPLORACIÒN DEL PETRÒLEO
La exploraciòn del petròleo anteriorente se basaba en la suposiciòn y la buena suerte. En la
actualidad se emplean una serie de tècnicas. Hoy en dìa la geologìa estudia la superficie y el
subsuelo con el propòsito de descubrir petròleo y gas. El uso de la fotogràfia aerea, imagenes de
satelite y varios instrumentos geofìsicos, proveen informaciòn que ayuda a determinar donde
perforar un pozo exploratorio, una vez perforado el pozo, se analizan los fragmetos de rocas
provenientes de la misma asi como tambien las muestras de nùcleos de igual forma se corren en
el hoyo herramientas especiales para obtener mayor informaciòn de las formaciones
subterraneas, una vez que esta informaciòn es examinada, analizada , correlacionada e
interpretada es posible localizar con gran exaptitud una acumulaciòn de hidrocarburos para su
explotaciòn.
Estudios geogràficos de superficie
En un àrea inexplorada, primero se estudia la topogràfia, y los rasgos de la superficie de la
tierra. Algunas veces es posible deducir las caracrteristicas de las formaciones subterraneas y la
mayoria de las estructuras de la superficie.
Esta se basa en un estudio geologico detallado, a escala regional y sobre todo local, encaminado
a conocer datos relativos a la constituciòn estratigràfica y petrogràfica del terreno y a su

Geología Petrolera
tèctonica, lo que permite deducir la existencia en el subsuelo de estructuras geològicas
adecuadas capaces de almacenar petròleo; presencia de rocas de porosidad adecuada, permeables
intercaladas entre otras impermeables, presencia en la regiòn de rocas petroligenas, capaces de
haber contenido petròleo durante su proceso de formaciòn (roca madre); historia geològica de la
regiòn que permita prever las posibilidades de migraciòn y eventuales escapes y por ultimo, los
indicios superficiales de que en el subsuelo existe realmente acumulado peròleo.
Fotogràfia aerea e imagenes de satelite
La fotogràfia aerea permite reconocer muy ràpidamente una gran regiòn, de igual forma permite
obtener un mapa geologico detallado, en el que esten representadas las diversas formaciones, su
extensiòn regional y diversas direcciones estructurales, a lo largo de las cuales podemos
encontrar los yacimientos petrolìferos.
Las imagenes de satelites son empleadas por los geologos para detectar la presencia de arcillas
frecuentemente aosciadas a depòsitos de minerales. El sensor del satelite explora grandes areas
de la tierra y envia por medio de implusos electronicos imagenes de la tierra las cuales son
recividas en una estaciòn para luego ser procesadas punto por punto y poder asi obtener la
informaciòn de posibles localizaciones de depòsitos comerciales de petròleo.
Prospecciòn geogfìsica
La geofisica es el estudio de la fìsica de la tierra, de los oceanos y de la atmofera. La geologìa
del petròleo muestra el magnetismo, gravedad y especialmente las vibraciones sismicas de la
tierra.
Los mètodos geofìsicos consistenten esencialmente en la mediciòn de constantes fìsicas
(densidad, caracteristicas magnèticas, rigidez) de las rocas del subsuelo desde la superficie, que
nos ilustran sobre cuales son los materiales petreos existentes en el subsuelo. Y como estan
dispuestos, para obtener indirectamente datos que confirmen las supuestas condiciones
favorables deducidas del estudio geològico. Los principales mètodos empleados en esta son:
Mètodo gravimètrico: Este es un mètodo de reconocimiento mediante el cual se mide la
densidad de los sedimentos existentes en la cuenca sedimentaria. Teniendo en cuenta la variaciòn

Geología Petrolera
regional, se pueden determinar las anomalìas que se aparten de dicha curva, y asì, por ejemplo
los domos y diapiros salinos daran una anomalìa negativa por su menor densidad, mientras que,
las intrusiones volcanicas daran anomalìas positivas.
Mètodo magnètico: Este al igual que el gravimètrico, es un mètodo de reconocimiento.
Por medio de este se mide la intensidad magnètica de los sedimentos, pudiendose determinar la
situaciòn del basamento magnètico de la cuenca, y las anomalìas que, por ejemplo se pueden
interpretar: negativas, las cuales se producen por anomlìas en los espesores de sedimentos y las
positivas por intrusiones de rocas magnèticas.
Ambos mètodos se pueden registrar por estaciones terrestres, por medio de vehìculos o desde el
aire, realizando en este caso una malla cuya densidad varìa segùn el detalle que se pretenda
obtener.
Mètodo sìsmico: Es el mas comunmente empleado para la determinaciòn detallada en
una zona de anomalìas. Para ello, se provoca una tanda de explosiones a lo largo de la lìnea de
prospecciòn. Originando una serie de ondas sìsmicas que penetran el subsuelo, reflejandose en
las diversas capas sedimentarias siendo luego recogidas en superficie por aparatos especiales
(geòfonos). En funciòn de la velocidad de penetraciòn de las ondas sìsmicas (que depende de la
litologìa) y del tiempo empleado hasta volver a superficie, se puede interpretar la profundidad a
la que se hallan las distintas formaciones y su estructura, por ejemplo, un anticlinal. Realizando
varias ondas sìsmicas se puede obtener multitud de datos de la estructura que se està
investigando., que al representarlos gràficamente permiten obtener el mapa estructural detallado.

Geología Petrolera
Es necesario tener muy presente que la prospecciòn geofìsica precisa un estudio geològico
detallado, sin el cual los datos numèricos deducidos por los mètodos geofìsicos (densidades,
intensidad magnètica, modulo de rigidez, velocidad de propagaciòn, etc), no pueden ser
debidamente interpretados, pues ellos, en si mismos, no tienen un significado concreto. Es decir,
que de sòlo los datos obtenidos por la prospecciòn geofisica no es posible deducir la presencia
de petròleo en el subsuelo, como erroneamente se suele pensar muchas veces.El pròposito
principal de llevar a cabo un exploraciòn tanto a nivel de sueprficie como de subsuelo aplicando
los mètodos antes descritos es con el fin de determinar las estructuras geològicas del àrea bajo
estudio. Una vez que toda la informaciòn es interpretada se generan mapas donde se pueden
dibujar estrcturas geològicas y espesores de formaciones. Ellos pueden ademàs mostrar los
angulos de una falla y donde se intersectan formaciones. Entre los tipos de mapas, se tienen :
O EO E
Figura 16: Corte Sísmico

Geología Petrolera
Mapas estructurales: La generaciòn de estos mapas es relativamente sencilla y se basa en
la generaciòn de una malla homogènea a partir de los valores de tiempo obtenidos a nivel de los
reflectores de interes, y a su posterior interpolaciòn para la generaciòn de contornos de
isotiempos. Cualquier discontnuidad en los datos como por ejemplo, fallas, plegamientos, etc,
deben ser ubicados e incorporados en la generaciòn de los mapas finales.
Pozos inyectores.
N
Pozos Productores de petròleo.
Cotas
-15000
-14000
ANG-2
ANG-1
-16000
Pozos inyectores.
N
Cotas
-15000
-14000
ANG-2
ANG-1
-16000
N
Cotas
-15000
-14000
ANG-2
ANG-1
-16000
Figura 17: Mapa Estructural

Geología Petrolera
Mapas de litofacies: En este se muestran las caracterìsticas de las rocas y como varian
verticlamente y horizontalmente dentro de la formaciòn. Este tipo de mapas tienen contornos que
representan las variaciones en la proporcion de las arenas, arcillas y otros tipos de rocas en la
formaciòn.
Figura 18: Mapa de FaciesFigura 18: Mapa de Facies

Geología Petrolera
Mapas isopacos: Este se elabora graficando la diferencia en los tiempos de los reflectores
del tope y la base de la unidad de interes. Los cambios en estas diferencias indican variaciones
en los espesores de una formaciòn. Con estos de igual forma se pueden estimar cuanto petròleo
remanente hay en una formaciòn.
Figura 19: Mapa Isopaco de Arena Neta

Geología Petrolera
Sondeo Mecánico
Un sondeo mecànico consiste en una perforaciòn del terreno generalmente vertical. Siendo esta
etapa de la prospecciòn petrolìfera la mas costosa, pero al mismo tiempo la mas decisiva, por lo
que no debe presindirse nunca de ella, siempre que las anteriores hayan dado resultados
favorables. Ademàs, en el caso de hallar petròleo en uno de estos sondeos, la explotaciòn del
yacimiento se inicia por el mimo orificio del sondeo ya practicado.
Aùn cuando en un sondeo no se encuentre directamente petròleo, y esto es realmente difìcil,
siempre proporciona numerosa informaciòn que sirve para reconocer la posible existencia de
petròleo en la zona investigada.
Hay que tener en cuenta que el sondeo mecànico es el unico medio con el que se cuenta para
saber cùales son las condiciones geològicas reales del subsuelo; la ùnica forma de comprobar
definitivamente si el estudio geològico o la prospecciòn geofìsica proporcionaron datos relaes o
erròneos.

4. REGISTROS ELÈCTRICOS
Hace mas de medio siglo se introdujo el registro elèctrico de pozos en la industria petrolera.
Desde entonces se han desarrollado y utilizado en forma general, muchos mas y mejores
dispositivos de registros.
A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, tambien lo hacia el arte
de la interpretaciòn de datos. Hoy en día el análisis de tallado de un conjunto de perfiles
cuidadosamente elegidos, provee un método para derivar e inferir valores precisos para las
saturaciones de hidrocarburos y de agua, porosidad, índice de permeabilidad y la litología del
yacimiento.
4.1 TIPOS DE REGISTROS
Registros Resistivos e Inductivos
Resistivos
La resistividad de la formación es un parámetro clave para determinar la saturación de
hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de una formación solo debido al agua
conductiva que contenga dicha formación. Con muy pocas excepciones como el sulfuro
metálico, la grafiíta y la roca seca que es un buen aislante. Las formaciones subterráneas tienen
resistividades mesurables y finitas debido al agua dentro de sus poros o al agua intersticial
absorbida por una arcilla.
La resistividad de una formación depende de:
La resistividad del agua de formación.
La cantidad de agua presente.
Geometría estructural presente.

Registros Eléctricos
Los registros de resistividad miden la diferencia de potencial causada por el paso de la corriente
eléctrica a través de las rocas. Consiste en enviar corrientes a la formación a través de unos
electrodos y medir los potenciales en otros. Entonces la resistividad de la roca puede
determinarse ya que esta resulta proporcional a la diferencia de potencial. Las herramientas que
se utilizan para medir las resistividades pueden ser de dos tipos según el dispositivo que utilicen,
estos tipos son:
Dispositivo normal.
Dispositivo lateral básico.
Estos registros son aplicables, cuando:
Se utiliza un fluido de perforación salado.
Si la formación presenta una resistividad de media a alta.
Las capas son delgadas, excepto si estas son de resistividades muy altas.
Inductivos
Los perfiles de inducción fueron introducidos en el año de 1.946, para perfilar pozos perforados
con lodos base aceite, transformándose en un método “standard” para este tipo de operaciones.
Estos miden la conductividad (recíproca a la resistividad) de las formaciones mediante corrientes
alternas inductivas. Dado que es un método de inducción se usan bobinas aisladas en ves de
electrodos, esto para enviar energía a las formaciones. La ventaja de este perfil eléctrico se basa
en su mayor habilidad para investigar capas delgadas, debido a su enfoque y a su radio de
investigación.

Factores que afectan tanto a los registros resistivos como inductivos, son:
Efecto pelicular (efecto skin).
Factor geométrico.
Efecto de invasión.
Formaciones adyacentes.
Fluidos de perforación y revoques.
Figura1: Secciòn de un registro de resistividad mostrando las arenas con posibles
acumulaciones de hidrocarburos.

Registro de Potencial Espontáneo (SP)
La curva SP es un registro de la diferencia entre el potencial eléctrico de un electrodo móvil en el
pozo y el potencial eléctrico de un electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad.
Frente a las lutitas, la curva SP por lo general, define una línea mas o menos recta en el registro,
que se llama línea base de lutitas, mientras que, frente a formaciones permeables, la curva
muestra excursiones con respecto a la línea base de lutitas; en las capas gruesas estas excursiones
(deflexiones) tienden a alcanzar una deflexión esencialmente constante. Definiendo así una línea
de arena. Dicha deflexión puede ser hacia la izquierda (negativa) o la derecha (positiva),
dependiendo principalmente de la salinidad de la formación y del filtrado de lodo.
Las curvas del SP, no se pueden registrar en pozos con lodos de perforación no conductivos, ya
que estos no proporcionan una continuidad eléctrica entre el electrodo del SP y la formación.
Además si la resistividad del filtrado del lodo y del agua de formación son casi iguales, las
deflexiones obtenidas serán muy pequeñas y la curva no será muy significativa. Estos registros
permiten:
Establecer correlaciones geológicas de los estratos atravesados.
Diferenciar las lutitas y las capas permeables, permitiendo a su ves saber sus espesores.
Obtener cualitativamente el contenido de arcilla de las capas permeables.
Factores que afectan a la curva SP:
Espesor y resistividad verdadera de la capa permeable.
Resistividad de las capas adyacentes.
Resistividad del fluido de perforación.
Presencia de arcilla dentro de las capas permeables.

Registro de Rayos Gamma (GR)
Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos
espontáneamente por algunos elementos radioactivos, como por ejemplo los elementos
radioactivos de la serie del Uranio y el Torio que son los que emiten casi toda la radiación
gamma que se encuentra en la tierra.El registro GR, es una medición de la radioactividad natural
de las formaciones. En formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido
de arcilla de las formaciones ya que los elementos radioactivos tienden a concentrase en arcillas
y lutitas, las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad.
La sonda del GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en la
formación cerca de la sonda. En la actualidad se emplean contadores de centello para esta
medición. Estos registros permiten:
Estimar los limites de las capas.
Estimar el contenido de arcilla en capas permeables.
Controlar la profundidad del cañoneo y verificar la perforación en pozos revestidos.
Factores que afectan el registro GR:
Tipo de detector.
Velocidad del perfilaje.
Diámetro y densidad del hoyo.
Espesor de las formaciones.
Excentricidad y diámetro de la sonda.

Registros Neutrónicos, de Densidad y Sónicos. (registros de porosidad).
Neutrónicos
Los registros neutrónicos se emplean principalmente para delinear formaciones porosas y para
determinar su porosidad. Responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación.
Por lo tanto, en formaciones limpias cuyos poros se hallen saturados con agua o aceite, el
registro reflejará la cantidad de porosidad saturada de líquido.
Figura2: Secciòn de un registro de rayos gamma mostrando la litologìa de la formaciòn
estudiada, en este caso se puede ver claramente la ubicaciòn de las arenas.

Las zonas de gas con frecuencia pueden identificarse al compara este registro con otro registro
de porosidad o con un análisis de muestras. Una combinación del registro de neutrones con uno
o mas registros de porosidad proporcionan valores mas exactos de porosidad y contenido de
arcilla así como también permiten identificar litología. La porosidad por medio de este se
determinada leyendo directamente del registro obtenido, es decir:
φ = φN = φSNP
ó
φ = φN = φCNL
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros neutrónicos, tenemos:
Neutrón Compensado.(CNL)
Dual Porosity Neutrón.(CNT-G)
Gamma-Neutrón CCl.
Serie de GNT.
Dual Spaced Ephitermal Neutrón.
Sidewall Neutrón Porosity.(SNP)
Dual Spaced Neutrón II.
Factores que afectan el Registro Neutrónico:
Efectos de la litología.
Tamaño del hoyo.
Peso del lodo.
Efecto Stand-Off o falta de separación entre la herramienta y la pared del pozo.
Efecto de la salinidad.
Temperatura y presión.

Densidad
Los registros de densidad se usan principalmente como registros de porosidad. Otros usos
incluyen identificación de minerales en depósitos de evaporitas, detección de gas
determinación de la densidad de los hidrocarburos, evaluación de arenas con arcillas y de
litologías complejas, determinación de producción de lutitas con contenido de aceite, cálculo
de presión de sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. La porosidad se determina
por medio de este a partir de la siguiente ecuación:
(ρma - ρb)
φ = φD = ---------------------
(ρma-ρf)
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros de densidad, tenemos:
Lithodensity. (LDT).
Espectral Density. (LDT).
Plataforma Express. (PEX).
Factores que afectan el Registro de Densidad:
Efecto del hoyo.
Espesor del reboque.
Litología de las formaciones.
Fluidos presentes en la zona investigada.
Efecto de los hidrocarburos.

Figura4: Secciòn de un registro compuesto Densidad – Neutron. El cruce de las curvas
indica la presencia de arenas con hidrocarburos.

Sónicos
El perfil sónico no es más que el registro continuo del tiempo que emplea una onda
sonora compresional, para viajar a través de un pie lineal de formación. El tiempo requerido
para este viaje, se denomina tiempo de tránsito. El objetivo fundamental de este es medir la
porosidad de la formación, lo cual dependerá de la litología de la formación y de la
naturaleza de los fluidos que llenen los espacios porosos. La porosidad se determina por
medio de este a partir de la siguiente ecuación:
(∆t - ∆tma)
φ = φN = --------------------
(∆tf - ∆tma)
Entre las herramientas que se emplean para correr los registros de densidad, tenemos:
Registro Sónico Compensado. (BHC)
Sónico de Espaciamiento Largo. (LSS)
Array Sonic
Multipole Array Acoustinlog.
Factores que afectan el Registro Sónico:
Diámetro del hoyo.
Litología.
Efectos de la arcillosidad de las arenas en los registros de porosidad:

Las arcillas dentro de los cuerpos de arena, en diferentes grados, causan un aumento en la
porosidad determinada a partir de las lecturas de los registros de porosidad. Esto se debe a que
las arcillas tienden a disminuir la densidad total de la formación medido por el registro de
densidad, aumentar el tiempo de tránsito de la onda acústica y aumentar la concentración de
hidrógeno de la formación medido por el registro neutrónico. Por lo tanto, la porosidad obtenida
a partir de las ecuaciones antes mencionadas, deben ser corregidas por la presencia de arcilla,
mediante las siguientes ecuaciones:
Registro neutrónico: φ = φN - φNSH * VSH
Registro de densidad: φ = φD - φDSH * VSH
Registro Sónico:φ = φS - φNSH * VSH
Cuando se disponen de dos registros de porosidad, la porosidad se puede determinar con la
combinación de ellos donde la porosidad resultante recibe el nombre de porosidad “croosplot”.
Efectos del gas en los registros de porosidad:
La presencia del gas en la formación disminuye la densidad total de la misma, por lo tanto,
aumenta la porosidad "leída" por el registro de Densidad. Esta misma presencia disminuye el
tiempo de tránsito de la onda acústica, como consecuencia, aumenta la porosidad determinada
por el registro Sónico. En cambio, la concentración de hidrógeno del gas comparada con la del
petróleo liquido es menor, porque contiene menor átomo de ése en sus moléculas, por lo tanto, la
presencia del gas en la formación causa una disminución en las lecturas de la porosidad en el
registro de Neutrón.
En la práctica, si se dispone sólo de un registro de porosidad y se tiene la certeza de que las
lecturas del registro está afectadas por gas, se estima la porosidad mediante las siguiente
aproximaciones empíricas:

Densidad φ = 0.85 * φD.
Sónico φ = 0.95 * φS.
Neutrón φ= 1.25 * φN.
Generalmente se usa la combinación Densidad - Neutrón, porque es la mejor para la detección
del gas, ya que éste afecta en sentidos opuestos a las lecturas de estos dos registros. Cuando las
arenas son gasíferas y arcillosas, para estos promedios se usan los valores de cada registro
individuales, corregidos previamente por arcillas.

5. ANÁLISIS DE PRUEBAS DE POZOS
5.1 RESEÑA HISTÓRICA DE LAS PRUEBAS DE POZOS
La idea original de analizar los datos de presión versus tiempo de un pozo produciendo o cerrado
para obtener información de los estratos productores apareció primero en la hidrología. Los
hidrologistas estaban interesados principalmente en el comportamiento del flujo de agua
subterráneo a través de grandes acuíferos. Poco después, Theisi
publicó un trabajo pionero en el
flujo de fluidos a través del medio poroso, Muscatii
estudió el problema más enfocado hacia los
yacimientos de hidrocarburos; el comportamiento eventual de la presión estática de un pozo
cerrado de un yacimiento. Cuando se comparó a la presión inicial del yacimiento, la presión
estática estimada podía ser usada para calcular el petróleo producido al tiempo de la prueba.
La determinación de la presión inicial y el área de drenaje del yacimiento proporciona la
información necesaria para determinar el petróleo original en sitio (P.O.E.S.). Desde Muscat,
cantidades de trabajos de investigación se han publicado en el análisis de pruebas de presión de
pozos. Muchas pruebas fueron creadas para determinar parámetros específicos del yacimiento.
Esta “explosión” en la literatura fue debida básicamente a la facilidad con la cual el
comportamiento de la presión puede ser medida y la valiosa información de los parámetros
calculados de esas pruebas. Entre otros, los datos más útiles, que se pueden estimar de las
pruebas de presión son:
• Cuan eficiente ha sido completado un pozo.
• El tratamiento deseado.
• El grado de conectividad de un pozo a otro.
Los análisis modernos de pruebas de pozos comenzaron cuando Horneriii
y Milleriv
presentaron
sus famosos trabajos de investigación donde la línea recta en gráficas semi-log fue introducida
como la primera técnica de análisis de las pruebas de pozos. En pocos años otros desarrollos
i
Theis, C.V.:”The Relationship Between Lowering of Piezometric Surface and theRate and Duration of Discharge Using Ground Water Storage (1935)
ii
Muscat, M.:”Use of Data on Buildup of Bottom-hole pressure”(1937)
iii
Horner D.R.:”Pressure Buildup in Wells”1951

Análisis de Pruebas de Pozos
fundamentales fueron presentados por Van Everdingen , Hurstv
y Moorevi
introduciendo el
concepto del almacenamiento o flujo posterior (“wellbore storage” o “after flow”). Poco después
Matthewsvii
introdujo una aproximación analítica al cálculo de la presión promedio del
yacimiento, extrapolándola de las curvas de presión contra el tiempo. La solución era en función
del área de reservorio, forma y localización de los pozos en el yacimiento.
Lo antes descrito puede llamarse como la primera etapa en la fase moderna de las pruebas de
pozos. La segunda etapa puede llamarse como la de los análisis según el tipo de curva,
comparando con la gráfica en semilog y la línea recta que se obtiene en esta clase de gráfico. En
esta fase el pionero fue Rameyviii
. Numerosas publicaciones de Ramey y de sus estudiantes,
inicialmente en Texas A&M y luego en la Universidad de Stanford, lo hicieron tecnológicamente
disponible y popular.
La tercera etapa de las pruebas de pozos es la derivada. Esta fase fue iniciada por Kumar y
Tiabix
. Aunque la tecnología se hizo disponible a través de una serie de trabajos de investigación
por Bourdetx
, la tecnología para la derivada requería mayor precisión en la medición de presión,
que no estaba disponible antes. La tecnología para la derivada ha mejorado el reconocimiento de
los modelos, lo que ha dado pie al surgimiento en desarrollos de más modelos. Entonces era
posible determinar varios modelos con algún grado de certeza.
La cuarta etapa en la evolución de las pruebas de pozos fue el desarrollo de “Análisis Asistido
por Computadoras” (AAC, o CAA por sus siglas en inglés Computer-Aided-Analysis), la cual es
una técnica de optimización no lineal para cotejar los datos recabados con los modelos
existentes. Estos desarrollos, aunque hicieron el análisis significativamente más fácil y
permitieron al ingeniero considerar situaciones excesivamente complicadas, se consideraron
como un “arma de doble filo”. Muchas veces, a causa de la complejidad de los modelos
iv
Miller: “Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom hole Pressure” (1950)
v
Van Everding & Hurst:. “Application of the Laplace Transformation to Flow Problems” (1949)
vi
Moore:.”The Determination of Permeability from Field Data” (1953)
vii
Matthews:.”A Method for Determination of Average Pressure in a Bounded Reservoir”. (1954)
viii
Ramey:.”Short-Time Test Data Interpretation in the Presence of Skin Effect and Wellbore Storage” (1970)
ix Kumar.:”Application of PD’´Function to Interference Analysis” (1980) & ”Detection and Location of two Parallel Sealing Faults” (1980)

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