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CAPÍTULO 1
MANEJO DE LA INFORMACIÓN
1. PAPEL DE LA INFORMACIÓN
1.1. RESEÑA HISTÓRICA
En la industria petrolera se ejecutan procesos que requieren gran cantidad de cálculos y
tiempo para su finalización. A partir de 1950, se introdujo en la industria, la
tecnología de computación, dirigida en su inicio a la contabilidad de petróleo,
nómina y finanzas. Posteriormente se comenzaron a utilizar en el cálculo de
producción y yacimientos, usando FORTRAN como lenguaje básico. Sin embargo, fue
sólo a partir de la aparición de los computadores de la serie 360 cuando se incrementó
la programación de sistemas para el cálculo técnico en la industria. Esta serie de
computadoras se caracterizaron por su rapidez y por su facilidad de uso.
Las aplicaciones comprendían cálculos de ingeniería de perforación, como diseño
de revestidotes, diseño hidráulico, diseño de mechas, diseño de tubería de producción
y cálculo de la hidráulica de la cementación.
En la ingeniería de producción, se utilizaban para los cálculos de flujo multifásico en
tubería, cálculo de levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, conducción
de fluidos en tuberías horizontales y diseño de estaciones de flujo.
En ingeniería de yacimientos, los análisis volumétricos de balance de materiales,
influjo de agua y gas, cálculo de comportamiento de presiones y muchas más,
como detallaremos adelante.
Una vez puesto el petróleo en el tanque, la computación ayuda a calcular la manera de
efectuar el transporte hacia los tanqueros y de realizar los cálculos volumétricos de
manejo de petróleo. En la industria petrolera juegan papel importante las áreas de
ingeniería civil, mecánica e industrial, las cuales, cada una en particular, poseen una
gran variedad de aplicaciones de la computadora. En Ingeniería de Mantenimiento se
poseen medios computarizados para llevar el control del mantenimiento a los equipos
instalados en la industria, desde las estaciones de flujo de compresión de gas hasta
las plantas de inyección de agua y gas.
En los últimos años se ha incrementado el uso de la tecnología de base de datos
en la computación. Se han construido sistemas que guardan una gran cantidad de
datos, como Bancos de Datos de pozos, que incluyen archivos geológicos, de
perforación, producción n de registros de formación, detalles direccionales, presión,
etc.
Por último, la aparición de la tecnología de Inteligencia Artificial ha conducido a la
elaboración de sistemas expertos, que tratan de llevar la experiencia humana a
sistemas computarizados, con el fin de hacer más rápidas y económicas las
deducciones lógicas.

Actualmente en la Industria Petrolera Venezolana se han construido sistemas expertos
para el diseño de levantamiento artificial por gas, diseño de mechas, análisis de
pruebas de presiones y reparación de pozos.
Como el control de los yacimientos requiere una gran cantidad de datos, estos se
guardan generalmente en archivos computarizados. Los archivos de datos requieren
de cuatro acciones imprescindibles para su autenticidad: localización, introducción,
verificación y certificación.
La localización consiste en la detección del dato en el campo, producto de medición
o de cálculo por los Ingenieros y técnicos.
La introducción, es la colocación en los archivos físicos o computarizados, en una
forma sistemática, de modo que pueda ser localizado cuando se requiera.
La verificación es la validación del dato por una persona distinta de quien lo introdujo,
con el fin de determinar si ha sido introducido tal como lo especifica el papel original.
Y la certificación determina si el dato tiene validez desde el punto de vista técnico y la
efectúa una persona distinta a los dos anteriores y de mas alto nivel, a quien se
considera como "dueña del dato". Esta certificación queda asentada en el registro
respectivo.
La manera más útil de almacenar una información es clasificarla de acuerdo con su
futuro uso. Por ello se establecen bases de datos por materia como se describirá
posteriormente.
Las empresas poseen guías para los procesos de recolección de la información, las
cuales pueden ser estudiadas oportunamente.
1.2. PROCESOS EN EL MANEJO DE LA INFORMACIÓN DE LOS POZOS
La información que se utiliza para efectuar el seguimiento del comportamiento de los
pozos y poder así determinar cuales deben ser reparados o estimulados con el fin de
incrementar la producción, comprende siete procesos:
a. Banco de datos
b. Estadística
c. Análisis de yacimiento
d. Análisis geológico
e. Análisis petrofísico
f. Comportamiento de producción
g. Cesta de pozos prospectivos

1.3. SISTEMAS DE COMPUTADORAS PARA EL SEGUIMIENTO DE YACIMIENTO
A continuación se describen brevemente los principales archivos, aplicaciones, programas y
sistemas para el control y seguimiento de pozos y yacimientos.
1.3.1. BANCOS DE DATOS
Para mantener la recolección de información en la industria petrolera se han
elaborado una serie bancos de datos. Estos bancos de datos incluyen variedad de
información de pozos, yacimientos y facilidades. A continuación detallaremos algunos
de ellos. :
1. BANCO DE DATOS DE POZOS (BDDP)
Creado por el MEM en 1965 con el fin de mantener la información referente a los
pozos. Actualmente, el sistema se maneja según la tecnología de base de datos y es
administrado por PDVSA en los computadores centrales de LAGOVEN, a través de los
cuales las filiales pueden accesar dicha información. El banco comprende los
siguientes archivos:
a) Archivo maestro de pozos y pozo zonas (maestro)
Datos básicos, tales como ubicación, fecha de perforación, coordenadas, últimas
condiciones de producción de cada zona completada en el pozo, etc.
b) Historia de pruebas, producción e inyección (histórico)
Producción mensual y acumulada, pruebas de producción y mediciones de presión de
fondo.
c) Archivo de operaciones (operaciones)
Datos históricos de operaciones, tales como: completaciones,
reacondicionamiento, reparaciones, estimulaciones, reacondicionamiento y
evaluación de posibles reacondicionamientos.
d) Archivo de datos geológicos (geológico)
Interpretaciones geológicas, contajes de arena, evaluación de intervalos, inventario de
perfiles corridos y curvas digitadas, etc.
e) Perfiles digitados
Valores de las curvas digitadas.
f) Detalles direccionales
Detalles direccionales de pozo.

2. BANCO DE YACIMIENTOS
Incluye los datos básicos del Yacimiento, tales como: nomenclatura, arena, área,
reservas de petróleo y gas, tipo de crudo, presiones, factores volumétricos, historia de
producción, pronósticos, etc. Se utilizan principalmente para controlar reservas.
3. BANCO DEPRESIONES
Este banco, primeramente incluido en el Banco de Datos de Pozos, mantiene
registrada la toma de datos de presión en pruebas de restauración, abatimiento y otras.
4. BANCO DE DATOS PVT
Se mantiene con la información proveniente de los análisis de PVT en pozos. Incluye
tablas de valores de solubilidad de de gas, factores volumétricos de petróleo y gas,
cambio de viscosidad con presión, factores de compresibilidad, etc.
5. BANCO DE FLUIDOS INYECTADOS
Estos son captados por las filiales para cada uno de los proyectos de inyección de
agua, gas y vapor, y se utilizan en el cálculo de los factores volumétricos de
reemplazo.
6. OTROS BANCOS
Cada filial posee, adicionalmente, otros bancos de datos que utilizan en el control de
sus procesos. Ejemplo de ellos son: los bancos de registros de formación analizados,
análisis de núcleos, de hundimiento de tierra (muy importante para las zonas
costaneras de Lago de Maracaibo), banco de vientos, Bancos de Pruebas de
Producción, Análisis de Agua de Formación, etc.
1.3.2. SISTEMA DE PROCESAMIENTO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN
EN POZOS.
Estos sistemas permiten determinar la validez de las pruebas efectuadas en los
pozos para producción e inyección. Si la tasa de producción está dentro del
rango permisible de declinación de yacimiento; en caso contrario, señala un alerta
al sistema. En la misma forma se verifican las medidas de agua y los pozos de
inyección, y se comprueba principalmente la tasa de inyección en comparación con la
capacidad calculada de los lentes por inyectar.
1.3.3. SISTEMAS PARA INTERPRETAR PERFILES DE FORMACIÓN
La interpretación de perfiles de formación ha avanzado mucho en los últimos diez
años, mediante el uso de nuevas herramientas. Los sistemas de interpretación de
perfiles incluyen:

1. Sistemas sencillos de no más de 30 K de memoria, en los cuales los datos se
introducen manualmente. Estos sistemas están incorporados a
calculadoras manuales y microcomputadoras. No incluyen fórmulas que toman
en cuenta factores de corrección. Sus ecuaciones se basan en los gráficos sencillos
de interpretación de las compañías de registros, los cuales dan una visión primaria
de lo que se espera tener en la formación y sólo se utilizan en hoyos abiertos.
2. Sistemas complejos manuales. Estos tienen como característica poseer una
gran cantidad de fórmulas de interpretación de todo tipo de perfiles, pero conservan
la introducción manual de datos.
3. Sistemas Complejos Automáticos: Utilizan la tecnología de captación de la
información directamente desde el pozo hasta cintas magnéticas, las cuales después
se utilizan para obtener en forma detallada tanto la correlación de la formación, como
los lentes productivos con sus parámetros de saturación de fluidos, porosidades,
saturaciones residuales, permeabilidad, litología, etc.
La grabación de los perfiles y de los resultados en cintas magnéticas o en archivos
de computadora permite, posteriormente, hacer correlaciones geológicas entre pozos,
distinción entre lentes, detección de topes claves, etc, que ayudan en la búsqueda
de prospectos de pozos o de arenas productoras.
También los resultados de estas interpretaciones pueden transferirse a bancos de
datos para posteriormente utilizarlos en la elaboración de mapas estructurales,
isópacos, isosaturación, isoporosidad, permeabilidad, etc, en forma automática.
La interpretación de perfiles en pozos entubados es complementaria a la
interpretación en pozos de hueco abierto, y puede servir para correlacionar el
movimiento de fluidos después de un tiempo de producción.
4. Perfiles de producción e Inyección de Fluidos: Estos sistemas son bastantes
sencillos, por lo que pueden ser colocados en calculadoras manuales. Permiten
distinguir que tipos de fluidos están entrando o saliendo de la formación y en
qué cantidad. Los perfiles de
1.3.4. SISTEMAS PARA INTERPRETAR MEDICIONES DE GAS
La cantidad de gas que se produce o que se inyecta a los yacimientos es importante
para los cálculos de balance de materiales de reemplazo y, además, por el aspecto
económico que el gas tiene. La medición del volumen del gas se efectúa midiendo
las presiones diferenciales en los conductos, las cuales se dibujan sobre discos de
papel. La interpretación se hace automáticamente, leyendo los datos sobre el disco
con una cámara y transmitiéndolos a la microcomputadora para que realice los
cálculos correspondientes.
1.3.5. SISTEMAS PARA ESTUDIOS DE PROPIEDADES FÍSICAS Y
PVT DE LOS HIDROCARBUROS,
Los análisis de fluidos, a distintas presiones y temperaturas (conocidas como
análisis PVT), son importantes en la determinación del comportamiento del
yacimiento. El PVT puede tomarse en el fondo del pozo o regenerado en la

superficie. En ambos casos, se requiere validar el PVT antes de usarlo, para lo
cual existen programas. En ellos, los datos PVT son validados contra correlaciones
existentes.
Es importante hacer notar que, en caso de no existir análisis PVT en un yacimiento,
o que los que existan no sean útiles, se pueden utilizar correlaciones para
determinar las propiedades usualmente obtenidas del PVT. como factores
volumétricos de petróleo, gas y agua, viscosidades de petróleo y gas, factores de
compresibilidad de petróleo y gas. En la industria existen estas correlaciones,
tanto en los computadores principales como en las microcomputadoras.
1.3.6. SISTEMAS PARA ANALIZAR COMPORTAMIENTO DE FASES DE LOS
HIDROCARBUROS,
Los fluidos en el yacimiento están constituidos por hidrocarburos e impurezas (H2S,
C02, N2), principalmente. A medida que el yacimiento es drenado, cambia la
presión. El petróleo también cambia, tanto de presión como de temperatura
cuando sube por la tubería eductora. En ambos casos, la naturaleza de los fluidos,
tal como están en el yacimiento, se transforma, generando nuevas composiciones.
Los sistemas de computadora permiten determinar las composiciones de las fases
líquidas y gaseosas a las nuevas condiciones de presión y temperatura.
Existen programas para validar los resultados composiciónales obtenidos a partir
de pruebas de campo. Por otra parte, en caso de que no exista prueba de campo,
los programas permiten calcular las nuevas composiciones utilizando correlaciones
para las constantes de equilibrio del sistema.
Estos programas se emplean para el cálculo de los factores volumétricos de
petróleo y gas, y para el diseño de separadores de petróleo y gas, en la superficie.
Es importante conocer estas correlaciones, pues ellas se aplican en
los cálculos composiciónales en los simuladores matemáticos.
Existen programas diferentes, según la condición inicial del yacimiento: de petróleo,
de gas o de gas condensado. El análisis de fases es importante en los
yacimientos de gas y de condensados, pues con él se puede calcular la riqueza de
los gases producidos.
1.3.7. SISTEMAS PARA ANÁLISIS DE PROPIEDADES DE ROCAS
Los núcleos se toman en los pozos con el fin de medir propiedades intrínsecas
de la roca, como permeabilidad y porosidad, o de los fluidos que ella contiene.
La industria cuenta administrativamente con un sistema que mantiene la
información sobre ubicación física del núcleo y de sus principales
características.
Los parámetros generados a partir de los núcleos permiten ejecutar
correlaciones geológicas entre pozos, mediante métodos estadísticos. También
permiten verificar los cálculos efectuados en las evaluaciones petrofísicas (para
la porosidad) y las pruebas de presiones (para la permeabilidad).

Basándose en ellos se pueden establecer correlaciones que permiten calcular la
permeabilidad absoluta a partir de otros datos de la roca.
Existen programas que elaboran las correlaciones de log K vs φ y log K vs φ So.
Estas se utilizan en las evaluaciones petrofísicas para obtener valores de
permeabilidad por estratos y deben usarse con precaución.
La información de presión capilar requerida para el estudio de yacimiento
depende de la humectabilidad preferencial de la roca y de los mecanismos de
producción, tanto primarias como de recuperación adicional. El proceso de
estudiarla a partir del análisis de la roca, requiere cálculos tediosos, por lo que
existen programas de computadora que los simplifican.; Estos programas varían
de acuerdo con el método: Leverett, Kozeny y Heseidin.
Las curvas promedio de presión capilar son muy útiles en estudios de
simulación de yacimientos y en evaluaciones petrofísicas.
Por último, la información de permeabilidad relativa requerida para un estudio de
yacimientos, depende también de la humectabilidad preferencial de la roca y de
los mecanismos de producción. Las curvas de permeabilidades relativas se
generan a partir de análisis de núcleos. Cuando no es posible determinar las
curvas, se deben hallar los valores en los puntos extremos y luego ajustar o
verificar tales puntos, mediante programas especiales ya elaborados (RELPER
en MARAVEN. Luego, conocidos los extremos, se pueden calcular los valores
intermedios mediante programas especiales que generan permeabilidad relativa
con respecto a la saturación de fluido.
También existen programas para calcular permeabilidades relativas con base en
la historia de producción.
Si no existe información o núcleo para determinar la permeabilidad relativa, se
puede recurrir a los programas que utilizan las correlaciones de Torcazo y Willie;
Whal y asociados o Corey y colaboradores.
1.3.8. PROGRAMAS PARA ELABORACIÓN DE MAPAS
En los estudios y análisis de yacimientos se elabora una diversidad de mapas,
para lo cual existen en la industria gran cantidad de graficadores que toman la
información de los resultados de otros programas o sistemas. Los principales
mapas generados a partir de los datos geológicos de los Bancos de Datos de
Pozos son: estructurales, secciones estructurales y secciones estratigráficas.
1.3.9. PROGRAMAS PARA ELABORACIÓN DE GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN.
Los gráficos de producción son valiosos para establecer las tendencias de
producción. Entre los principales, que se pueden obtener por medio de
computadora, están:
Tasa de producción vs tiempo (log-normal)
Tasa de producción vs producción acumulada (log-normal)
Consolidado de tasa de producción, producción acumulada, relación gas petróleo,

porcentaje de agua y sedimento vs tiempo.
Esos mismos gráficos se construyen también para producciones totales de
yacimientos.
Las cifras se obtienen directamente de los archivos de banco de datos de pozos y
de yacimientos.
1.3.10. PROGRAMAS PARA ANALIZAR TASAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN,
A partir de los gráficos de producción se puede calcular la tasa de declinación, pero
existen programas que permiten elaborar los gráficos y efectuar los cálculos
automáticamente. La tendencia actual es transmitir los datos de producción a un
microcomputador y analizarlos, utilizando por ejemplo, programas escritos en EXCEL
1.3.11. SISTEMA PARA LA EVALUACIÓN Y COMPORTAMIENTO DE POZOS..
La tendencia actual para el análisis se orienta hacia la construcción de sistemas
automáticos (inteligentes) de diagnóstico. Los pasos que deben cumplirse son los
siguientes:
1. Identificar los pozos con problemas de producción o inyección. Esto se hace
mediante la comparación con el pozo promedio o característico del yacimiento o área
de yacimiento.
2. Diagnosticar las posibles fallas mecánicas o de equipo de subsuelo utilizando los
gráficos de causa- efecto, o un sistema experto o un sistema de árbol de decisión.
3. Pronosticar la producción de fluidos mediante diagrama de correlaciones
geológicas elaboradas por computadora.
4. Elaborar mediante programas de computadora, mapas de datos de producción
de pozos vecinos. Los datos se toman directamente de los Bancos de Datos
5. Recomendar intervalos por cañonear, evaluar y completar.
6. Seleccionar y recomendar los pozos por recompletar. En este sentido existen
sistemas que controlan la cartera de los pozos recomendados para reparar.
7. Seleccionar y recomendar pozos para estimular. Igualmente se mantiene un
archivo con la cartera de pozos por estimular
8. Mantener un archivo de los ciclos de inyección en los pozos inyectados con
vapor.
1.3.12. SISTEMA PARA LA EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL
YACIMIENTO:
El propósito de estos sistemas es controlar el comportamiento del yacimiento en

producción e identificar las causas de las desviaciones. Para la evaluación del
comportamiento de producción e inyección de fluidos, se usan programas que
dependen del fluido inyectado.
Los reportes para control de la inyección permiten mantener:
• Informe individual de inyección por planta.
• Resumen de inyección por segregación.
• Seguimiento y control por yacimiento.
Entre las ventajas más relevantes, se pueden citar:
a) Estos sistemas pueden residir en el computador principal o en micro.
b) Su uso le permite al ingeniero de proyectos la rápida obtención de resultados
mediante gráficos y tablas, a fin de actuar sobre las condiciones de
inyección a nivel de pozo, yacimiento y planta.
1.3.13. PROGRAMACIÓN PARA EFECTUAR ANÁLISIS ECONÓMICOS
Estos programas permiten determinar la rentabilidad de los proyectos por medio de
índices como tasa de retorno, tiempo de pago, etc. El programa debe estar adaptado
a los criterios económicos actuales.
1.3.14. SISTEMAS DE PLANIFICACIÓN
Tienen como fin evaluar los escenarios que se presenten en la industria. Con
ellos se establecen las factibilidades de los eventos propuestos y se identifican los
recursos que se requieren para la generación de reservas y de potencial de
producción. Usualmente los sistemas de planificación utilizan modelos de
yacimientos sencillos. Con ellos se establecen comportamientos de producción,
primarios y secundarios.
Los modelos permiten determinar los pozos involucrados, definir las instalaciones, y
calcular las inversiones y recursos humanos necesarios.
1.3.15. PROGRAMAS PARA EVALUACIONES GEOLÓGICAS
Son programas bastantes sofisticados y actualmente requieren grandes
computadores, mesas de trabajo, pantallas, graficadores, etc. La primera función
de estos sistemas es analizar perfiles para efectuar correlaciones petrofísicas.
El segundo objetivo es hacer la descripción geológica de yacimientos, mediante la
elaboración de mapas estructurales, isápacos, de isopropiedades, de facies,
estructurales, estratigráficos, para identificar formaciones petrolíferas, gasíferas y
acuíferas, establecer cuerpos de arena e identificar cierre y límites de yacimientos.

1.3.16. PROGRAMAS PARA DETERMINAR LA EXPLOTACIÓN PRIMARIA Y
SECUNDARIADEYACIMIENTOS.
Tienen como finalidad identificar los mecanismos de producción. Para ello se
calculan los índices de empuje, utilizando balances de materiales que permitan
determinar en el yacimiento el tipo de acuífero y efectuar la predicción del
comportamiento del mismo en su explotación primaria. Existen varios métodos de
balance de materiales, dependiendo del tipo de empuje y de la presencia, o no, de
acuífero o capa de gas.
1.3.18. SIMULADORES MATEMÁTICOS
La simulación de un yacimiento consiste en la construcción y operación de un
modelo cuyo comportamiento semeja la apariencia real del comportamiento del
yacimiento.
El propósito de la simulación es estimular el comportamiento de un campo en
diferentes esquemas de explotación. La observación del comportamiento del
modelo en diferentes condiciones de producción permitirá seleccionar el esquema
óptimo de explotación del yacimiento.
La simulación de un yacimiento permite:
• Determinar su comportamiento bajo inyección de agua y/o gas o agotamiento
natural.
• Evaluar las ventajas de un proyecto de inyección de agua de flanco, contra un
proyecto de inyección por arreglos.
• Determinar el efecto de la ubicación de los pozos.
• Investigar el efecto sobre el recobro de variaciones en las tasas de
inyección y/o
producción.
Este modelo, básicamente, es una división del yacimiento en una malla de 2 ó 3
dimensiones Las ecuaciones de los modelos de simulación son, esencialmente, las
ecuaciones de balance de materiales, escritas para cada fase en cada bloque del
modelo. El flujo de fluidos entre bloques se representa por la ecuación de Darcy
modifica por el concepto de permeabilidades relativas.
El modelo de simulación es un conjunto de ecuaciones diferenciales escritas
para cada bloque. Cada ecuación representa las conservaciones de masas o
energía de una sustancia específica.
Los modelos de petróleo negro, composicional y de fluidos químicos simulan
procesos isotérmicos y no requieren la ecuación de balance de energía. Así mismo
usan 3 ecuaciones para expresar la conservación de la masa de los 3 componentes.
El modelo composicional consiste de N ecuaciones en cada bloque, donde N es el

número de componentes.
Un modelo térmico es similar al composicional y usa N + 1 ecuaciones que
expresan la conservación de masas para N componentes y 1 ecuación para la
conservación de la energía.
2. RECOLECCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN A SER UTILIZADA EN
UN ESTUDIO DE YACIMIENTOS.
2.1. INTRODUCCIÓN
Una vez establecidos los objetivos y alcance de un estudio integrado de
yacimientos, se realiza a continuación la recolección de información y consiste en
ubicar todas las fuentes posibles de información y su posterior acceso para
seleccionar aquellas de interés para el estudio a realizar.
El proceso se apoya en la información almacenada en las bases de datos, los
archivos de los pozos, libros de producción y estudios previos existentes del área en
estudio.
Los archivos de los pozos constituyen la principal fuente de información, por lo que
su revisión debe ser efectuada exhaustivamente, a objeto de extraer los recaudos
fundamentales para conformar una base de datos confiarle y completa para el
desarrollo de las actividades del estudio.
La información de los archivos de pozos se puede catalogar bajo el siguiente
esquema:
Datos generales
Pueden definirse como aquellos datos de identificación de los pozos, tales como:
elevación de la mesa rotatoria y del terreno, siglas de la localización, coordenadas,
profundidad total, etc.
Datos históricos
Son aquellos referidos al desarrollo de la vida productiva del pozo, tales como:
historia de la perforación, trabajos realizados relativos a recompletaciones,
reparaciones, tratamientos de estimulación, cambios de métodos de producción,
pruebas de producción luego de cada trabajo, abandono, pruebas o registros de
presión, etc.
Datos complementarios
Son datos de información de soporte técnico tales como: perfiles tomados, análisis
de muestras de núcleos, pared y canal, análisis PVT, análisis granulométricos,
análisis de agua, crudos y gas, etc.

Precaución en el manejo de los archivos
Este proceso de recolección de información no debe conducir a la elaboración de
archivos personales de los responsables de los estudios, copiando toda la
información de los archivos generales de las empresas sino a ubicar y asegurarse
que a nivel del Archivo general, se disponga de toda la información relevante al
yacimiento bajo estudio. Esta información debe llevarse desde los archivos
generales o bibliotecas hasta las oficinas de los ejecutores del estudio en la medida
en que se vayan requiriendo, ya que los estudios toman considerable tiempo
durante el cual pueden haber otros usuarios solicitando la misma información. El
objetivo del proceso es hacer un inventario de la información disponible
recolectando luego a medida que avanza el estudio. Sólo para el caso de estudios a
contratar, se debe copiar casi todo el material de interés disponible.
Validación de la Información recolectada
La disparidad de criterios e interpretaciones entre diferentes autores, la
existencia de información contradictoria y las anomalías y desviaciones en algunos
datos básicos, hacen necesario un proceso de validación de la información
recolectada, el cual se realiza como parte de cada uno de los procesos siguientes
al de recolección de información.
2.2. PASOS PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN
1. Recopilar información de estudios previos
2. Identificar pozos de interés
3. Verificar disponibilidad de información para pozos de interés
4. Solicitar archivos fallantes a otros departamentos:
5. Revisar información de Reacondicionamientos
6. Recolectar informes PVT
7. Recolectar información de análisis de agua
8. Obtener información de pruebas de presión.
9. Recolectar registros de pozos
10. Extraer información de núcleos, muestras de pared y muestras de canal
11. Recolectar información sísmica
12. Extraer información de Producción
13. Clasificar la información
2.2.1. RECOPILAR INFORMACIÓN DE ESTUDIOS PREVIOS
Esta etapa se inicia con una búsqueda del material bibliográfico en los centros
locales destinados para tal fin, incluyendo sistemas computarizados.
En caso de no disponer localmente de estudios anteriores, se deben revisar
otras fuentes de otras áreas de trabajo o en las redes interfiliales. Si se
obtiene alguna información bibliográfica adicional, se debe actualizar la
información del archivo principal..
La información de estudios previos debe incluir estudios de
yacimientos, estudios geológicos regionales, informes sobre prospectos

exploratorios perforados en el área bajo estudio, mapas de interpretación
sísmica, etc.
2.2.2. IDENTIFICAR POZOS DE INTERÉS
En esta parte se ubican y listan los pozos pertenecientes al área de interés,
incluyendo pozos vecinos, para lo cual se debe tener a la disposición un mapa
actualizado con los últimos pozos perforados. Es recomendable, para efectos de
reconocimiento del área del yacimiento, que sea un mapa de contornos
estructurales, al tope de la arena de interés. En esta fase se debe elaborar un
archivo que contenga los pozos a estudiar con sus respectivas coordenadas
geográficas. Esto permitirá con el apoyo de los programas del departamento de
sistemas de computación de geología verificar la posición de los pozos y generar
las bases necesarias para la realización de los diferentes mapas resultantes del
estudio de yacimientos: isópacos, estructurales, burbuja, isoproducción, de AyS,
isobáricos, etc.
2.2.3. VERIFICAR DISPONIBILIDAD DE INFORMACIÓN PARA POZOS DE INTERÉS
Una vez identificados los pozos que integran el área bajo estudio, se procede a
elaborar un inventario de la información existente para cada pozo, tanto en la
sección de archivos como en la biblioteca correspondiente del área.
Para esto se debe solicitar un inventario de la información de pozos disponibles
al personal encargado del archivo y de la biblioteca, quienes ayudados por sus
controles computarizados aportan una respuesta rápida que permite ahorrar
tiempo. Este inventario debe cubrir las diferentes fuentes de información como
archivo del pozo, de pruebas de presión, de PVT, de análisis de núcleos y de
análisis especiales.
También se debe investigar sobre los archivos paralelos que otras personas llevan
2.2.4. SOLICITAR ARCHIVOS FALTANTES A OTROS DEPARTAMENTOS:
Generalmente en los archivos de otros departamentos se pueden obtener
información no existente en la oficina principal, debido a que el 90% de los
documentos que contiene un archivo ("well file") son generados en las áreas
operacionales y el flujo hacia su sección de archivos es constante y directo,
mientras que hacia las áreas en donde se realizan los estudios no ocurre con la
misma frecuencia y regularidad.
El tiempo promedio de respuesta para los pedidos debe contabilizarse para
planificar los futuros trabajos.
2.2.5. REVISAR INFORMACIÓN DE REACONDICIONAMIENTOS
Ocurre muy a menudo que falta información de los trabajos realizados a cada pozo,
incluyendo en algunos casos la completación original, en los archivos de los pozos.

En ocasiones, cuando se revisa un archivo de un pozo se observan reportes de
pruebas de uno de los intervalos, de cuyo trabajo de recompletación no se tiene
el soporte operacional que permitirá conocer la fecha exacta del trabajo y
cualquier otro intervalo que se hubiera cañoneado para entonces. Casi siempre es
difícil obtener los diagramas actualizados de completación de los pozos, los
cuales son importantes a la hora de elaborar las historia de mangas y ubicar los
yacimientos de donde se ha estado produciendo. La incertidumbre que se pueda
presentar respecto a la fecha cuando se realizó una recompletación, cambio de
zona, etc., complica el panorama cuando se está efectuando la revisión y
corrección de producción por arena para cada pozo De obtenerse la información
faltante, se extrae copia de la misma y se actualizan los archivos respectivos en la
oficina principal. Si la información no aparece (lo cual puede suceder) el usuario
deberá construirla con la ayuda de los reportes de producción y material
bibliográfico.
2.2.6. RECOLECTAR INFORMES PVT
La información correspondiente a los análisis PVT se encuentra separada del
archivo general del pozo, por lo que su búsqueda es de fácil acceso.
De la recopilación general de archivos de información, se elabora el inventario de
análisis PVT realizado a cada pozo, lo cual se compara con lo existente en las
carpetas PVT y se puede decidir si se requiere un informe en caso necesario.
Adicionalmente el usuario puede comunicarse con el personal responsable del
mismo yacimiento en el área de operación quien, de no contar con la información
requerida, puede colaborar en su búsqueda. Si se obtienen los análisis PVT faltantes
se exigen copia de los mismos, actualizando el archivo respectivo. Otra fuente de
información es el Banco de Datos PVT del INTEVEP, el cual se puede contactar si
los pasos anteriores no son exitosos.
2.2.7. RECOLECTAR INFORMACIÓN DE ANÁLISIS DE AGUA
Dentro de la gran variedad de información que debe contener un archivo de pozo
están los análisis de agua. Cuando no se tienen en el archivo local, se procede a
verificar en el área operacional mediante los archivos correspondientes. La Unidad
Técnica de Producción en el área operacional puede ser contactada para obtener
mejor información. Si no se obtiene la información de análisis de agua requerida se
debe proceder a solicitar la toma de muestras y análisis a través de la unidad
productora correspondiente. Esto toma poco tiempo, por lo que podría disponerse
de los resultados para el momento en que su uso sea crítico.
2.2.8. OBTENER INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN
La historia de presión constituye uno de los factores de mayor importancia en un
estudio de yacimientos, por lo que es indispensable recaudar todas las mediciones
existentes del área de interés.
Inicialmente se debe revisar la información disponible en la base de datos del
Banco de Presiones del banco de Datos y en los archivos locales de Medidas de
Presiones, requerir su comparación con los pertenecientes al área operadora y
actualizar el inventario. Este cotejo puede canalizarse entre las secciones de

archivos de ambas oficinas.
Una vez obtenida toda la información adicional se deben actualizar los archivos
principales y asegurarse de que la información sea incluida en el Banco de Datos
de Presiones.
2.2.9. RECOLECTAR REGISTROS DE POZOS
La mayor fuente de información para los estudios de yacimientos lo constituyen los
perfiles (registros) de los pozos. El usuario debe elaborar un inventario completo de
todos los perfiles tomados en los pozos, indicando el tipo de perfil y las diferentes curvas
que lo conforman, el intervalo perfilado y las escalas registradas. Para los registros
petrofísicos, esta información es obtenible en primera instancia de los sistemas de
Banco de Pozos, o en los reportes finales de perforación y reparación, reportes
diarios de operaciones y programas o minutas de completación, como en el
caso de los registros geológicos.
Debe registrarse el tiempo de respuesta para encontrar la información para planificación
en futuros estudios.
La utilización de los registros debe ser gradual, lo cual significa que no se debe pedir al
archivo un lote grande de los mismos, en vista de que puede haber otros usuarios
solicitándolos
2.2.10. EXTRAER INFORMACIÓN DE NÚCLEOS, MUESTRAS DE PARED Y
MUESTRAS DE CANAL
En el inventario general de información se debe verificar si existen pozos con
muestras de núcleos, pared y canal. La información sobre análisis de núcleos se
encuentra en la biblioteca y en los archivos, mientras que lo relativo a muestras de
pared y de canal, debe extraerse de la nucleoteca. Existe también la base de datos cu
la cual se ha cargado la información sobre los núcleos más recientes. En caso de no
disponer de toda la información de núcleos se debe solicitar la información a través
de la unidad de Petrofísica de la gerencia de Ingeniería de Petróleo, y luego de
obtenida, actualizar los archivos de la oficina principal. Sobre los núcleos debe
buscarse información relativa a los dos tipos de análisis que en ellos se realizan:
convencionales con información de porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos; y
especiales, con información sobre parámetros petrofísicos, presiones capilares,
permeabilidades relativas, etc.
2.2.11. RECOLECTAR INFORMACIÓN SÍSMICA
La información sísmica disponible sobre el área es de gran utilidad para establecer el
marco estructural, por lo que además de lo recopilado en la revisión bibliográfica, se
debe ubicar la siguiente información:
• Mapa de los levantamientos sísmicos.
• Cintas con datos de campo de las líneas sísmicas y de líneas sísmicas procesadas.
• Películas (films) de líneas sísmicas procesadas.
• Registros sísmicos: WST, VSP y sismogramas sintéticos, disponibles en los
archivos de la
unidad de Sismología de Producción.

2.2.12. EXTRAER INFORMACIÓN DE PRODUCCIÓN
La parte final de la recolección de información es la búsqueda del comportamiento
de producción de los pozos de interés. Para esto se deben accesar dos sistemas: el
de información procesada de producción y el de medidas de producción originales.
El ingeniero de yacimiento debe combinar estas dos fuentes de información para
formar un "archivo paralelo", que se usará como insumo para el estudio que realiza.
2.2.13. CLASIFICAR LA INFORMACIÓN
La idea en esta última etapa del proceso de recolección, es revisar el
inventario de la información disponible para el estudio y comprobar si
falta alguna de la necesaria, clasificándola según su naturaleza (PVT,
presiones, producción, registros, sísmica, etc.) y establecer la logística de como se
va a ir utilizando, para programar llevarla a las oficinas de los ejecutores del estudio
en la medida que se vaya requiriendo.
Durante la ejecución del estudio se debe mantener un inventario actualizado de la
información disponible en los archivos de Exploración y Producción, de la solicitada y
de la recibida de las áreas operacionales y de la existente en las oficinas del personal
realizando el estudio.
Una vez obtenida la información pertinente al área/yacimiento en estudio, se debe
verificar si es posible cumplir con los términos de referencia establecidos en el proceso.
De no ser así se debe proceder a revisar/ajustar los términos de referencia del estudio.

CAPÍTULO 2
REVISIÓN GEOLÓGICA
2.1. GENERALIDADES.
El primer paso en Ingeniería de Yacimientos es describir con exactitud las
características Geológicas del yacimiento petrolífero bajo consideración, a fin de
calcular sus volúmenes de hidrocarburo y optimizar su factor de recuperación. Esto
requiere información que permita determinar la extensión geométrica (forma), límites
del yacimiento, así como los fluidos que contiene; en otras palabras, la definición del
modelo geológico. En este capítulo se tratarán cuatro aspectos importantes, a saber:
(1) factores de entrampamiento de los hidrocarburos y límites de yacimientos; (2)
evaluación del modelo geológico en cuanto a sus controles estratigráficos y
estructurales; (3) geofísica tridimensional (3D) como método de investigación para la
extensión de yacimientos; y (4) casos prácticos y ejemplos del uso de información
geológica (mapas, secciones) como guía para describir el modelo geológico.
2.2. FACTORES DE ENTRAMPAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS
Para el propósito de la Ingeniería de Yacimientos se puede definir un yacimiento como
una unidad geológica que contiene hidrocarburo susceptible de extracción.
Esta unidad geológica es identificable cuando es penetrada por un pozo y por lo tanto
es cartografiable. Las condiciones generales que influencian la sedimentación y la
distribución de las partículas de roca que conforman las unidades geológicas son
tan variadas, que esa materia, denominada sedimentología, escapa del alcance de
este curso. Se tratarán solamente las características necesarias para que ocurra el
entrampamiento de los hidrocarburos.
Para que ocurra un campo de hidrocarburos, es necesaria la presencia de cuatro
factores: (1) la fuente (2) la trampa, (3) el sello, y (4) una roca-yacimiento con buena
porosidad y permeabilidad. La fuente de hidrocarburos es generalmente materia
orgánica con alto contenido de bacterias sedimentadas simultáneamente con las
partículas de roca (generalmente lutitas). Esta materia es transformada en
hidrocarburos bajo ciertas condiciones de presión y temperatura causadas por el
peso de la columna sedimentaria en una cuenca, a grandes profundidades. El
incremento de esa columna sedimentaria ejerce un efecto de compactación de las
partículas de roca, que hace extraer el fluido hidrocarburífero generado en la "roca
madre" y permite su migración hacia arriba, a consecuencia del diferencial de
presión, hasta llegar a superficie o hasta ser entrampado.
Una trampa para hidrocarburos es cualquier condición física que detiene la
migración ascendente del mencionado fluido. Existen dos categorías o factores de
entrampamiento, a saber: (1) estructural; en la cual la roca yacimiento tiene por tope
una roca impermeable y la geometría de su configuración permite que la acumulación
de hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta; y (2) estratigráfica; cuando
ocurren cambios en las propiedades de la roca almacén (pérdida de permeabilidad)
que permiten el entrampamiento del hidrocarburo, combinado con un sello o roca

impermeable que la recubra.
2.2.1. TRAMPAS ESTRUCTURALES:
La mayoría de los principales campos con hidrocarburos a nivel mundial están
asociados con trampas estructurales. Tres de los tipos más comunes se
describen a continuación:
1. Anticlinal o domo. Son estructuras de forma generalmente elíptica (figuras 2.1a
y 2.1b). El cierre estructural de la trampa se define como la distancia vertical
desde la cresta hasta el punto de rebose buzamiento abajo (profundidad por
debajo de la cual no puede ocurrir acumulación de hidrocarburos). No
necesariamente la trampa tiene que estar completamente llena de
hidrocarburos.
2. Domo salino. Son estructuras en forma de domo y las unidades
subyacentes que han sido penetradas tienen buzamientos bastante
inclinados (figuras 2.2a y 2.2b).

3. Fallas. Estas pueden crear una trampa petrolífera por el desplaza-
miento de una roca impermeable hacia una posición contrapuesta a
la roca que forma el yacimiento (fig. 2.3.a y 2.3.b). En este ejemplo la
estructura en el tope de la unidad productora es un homoclinal
fallado cuyos estratos tienen un buzamiento uniforme.
Existen otros tipos de trampa estructural en situaciones geológicas
más complejas que no se van a discutir en este capítulo. Sin
embargo, en todos los casos, el hidrocarburo queda entrampado
por la presencia de otras rocas impermeables que sellan el yaci-
miento.
2.2.2. TRAMPAS ESTRATIGRAFÍAS
Este tipo de trampa ocurre como resultado de la pérdida de permeabilidad y
porosidad en la roca-yacimiento, debido frecuentemente a un cambio litológico, por
ejemplo, de arena a lutita (fig. 2.4a). En este caso, la migración de hidrocarburos ha
sido detenida por la pérdida de permeabilidad. La acumulación de hidrocarburos no
está íntimamente asociada con la estructura. Es necesario entender que debe
siempre existir una estructura que permita el movimiento ascendente del fluido hacia
la trampa (fig. 2.4b).
En muchos yacimientos de hidrocarburos, las trampas están constituidas por
combinación de factores tanto estratigráficos como estructurales.

2.5. EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL YACIMIENTO
Se ha demostrado en diferentes estudios que cuando se inyecta cualquier fluido -
gas o agua con el fin de desplazar petróleo, aquél no se distribuye uniformemente a
través del yacimiento, sino que sigue rutas preferenciales que vienen dadas por las
áreas de mejores características. Individualmente la permeabilidad es el parámetro
petrofísico más importante en el desplazamiento de los fluidos.
Aún cuando no existe una determinación confiable, mediante perfiles se pueden
extraer parámetros como: resistividad, arcillosidad, porosidad y saturación (fig.25 y
26). Estas medidas debidamente cartografiadas y combinadas con un mapa de arena
neta, nos guían hacia la zonificación en las áreas de rutas preferenciales. Una
determinación de este tipo ayuda a la localización del pozo inyector y a seleccionar
áreas de desarrollo del yacimiento, para la perforación de pozos interespaciados que
permitan una recuperación eficiente de las reservas remanentes.
2.6. DETERMINACIÓN DE PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (P.O.E.S.).
La estimación volumétrica de petróleo consiste en la determinación del volumen de
petróleo contenido en los poros de la roca saturada. Se realiza combinando el mapa
isópaco de arena neta petrolífera (fig 2.27) y el mapa estructural (fig. 2.28).
Se aplica la ecuación siguiente:
7758 x A x h x 0 (1 - Swi)
N =---------------------------------------
Boi
N = P.O.E.S. (Barriles normales)
A = Área (acres)
h = Espesor (pies)
0 = Porosidad (%)
Sw = Saturación inicial de agua (%)
Boi = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)
Los valores de saturación, espesor y porosidad, se determinan de la interpretación de
registros y/o núcleos.
En el cálculo de estos valores se toma un promedio de todos los pozos que
atraviesan el yacimiento, en la zona por encima del C.A.P.O.

CAPÍTULO 3
EVALUACIÓN DE FORMACIONES
3.1. ANÁLISIS DE NÚCLEOS
Los datos de núcleos obtenidos de muestras de rocas recuperadas de una formación
de interés, juegan un papel vital en los programas de exploración, operaciones de
completación y reacondicionamiento de pozos, así como en la evaluación de éstos y
de yacimientos. Estos datos los proporcionar el análisis de núcleos e indican una
evidencia positiva de la presencia de petróleo, la capacidad de almacenamiento de
los fluidos del yacimiento (porosidad) y la capacidad y distribución del flujo
(permeabilidad) esperado. Las saturaciones residuales de los fluidos permiten la
interpretación de la producción probable de petróleo, gas o agua.
El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación
de un yacimiento pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases
para la calibración dé "otras herramientas de evaluación, como los perfiles. No se le
puede tomar" núcleos a todos los pozos porque Tal operación es costosa; sin
embargo, los planes iniciales para el desarrollo de un yacimiento deben tomar en
cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos. Estos deben
seleccionarse de manera que cubran un área representativa del yacimiento.
Además de lo anterior, debe decidirse anticipadamente sobre el tipo de información
que se desea obtener mediante el análisis de núcleo (Fig. 3.1) pues ello y el tipo de
prueba que se efectuarán, pueden requerir procedimientos especiales para la
obtención y el manejo del núcleo. Para poder programar lo concerniente a dichos
procedimientos, es conveniente, también, que se seleccionen con suficiente
anticipación los pozos a los que se les han de extraer núcleos. Existen pruebas para
determinar ciertas condiciones del yacimiento que requieren que los núcleos se
corten bajo un control adecuado y que se conserven en ciertas condiciones para
mantener la humectabilidad real de la formación.
3.1.1. OBJETIVOS DEL ANÁLISIS DE NÚCLEOS
Los objetivos del análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en el
programa de perforación. Igualmente, deben considerarse los requerimientos de
perforación, geología e ingeniería, ya que algunas veces son contradictorios. Los
objetivos influyen en el método de muestreo, en la sección del fluido de
perforación, en el manejo de los núcleos, y en el programa de las pruebas especiales
que se practicarán en el análisis de núcleos. Los objetivos comunes para un
programa de esta naturaleza incluyen:
1. Definición de porosidad, permeabilidad, saturaciones de fluidos residuales,
litología y predicción de la producción de gas, petróleo o agua.
2. Definición de cambios areales en la porosidad, permeabilidad y litología que se
requiere para caracterizar el yacimiento a los fines de su modelado y de la

estimación de reservas.
1. Definición de la saturación de agua reducible.
3. Recuperación de núcleos en un estado de humectabilidad y/o de saturación no
alterada para pruebas especiales de núcleos.
2. Estudios de permeabilidad direccional
4. Información para la calibración y/o interpretaciones mejoradas de los registros
eléctricos.
3. Determinaciones del petróleo residual del yacimiento.
4. Estudios de ambientes deposicionales.
5. Evaluación del potencial de daño a la formación.
3.1.2. ANÁLISIS CONVENCIONAL DE DATOS
La información convencional incluye porosidad, permeabilidad, y saturación de
fluido. Estos términos serán definidos y los procedimientos para determinar estas
propiedades de las rocas serán descritos brevemente.
1. Porosidad: Se dice que es primaria cuando es intergranular, es decir, cuando
resulta de los espacios libres que se forman entre los granos de arena y de roca
carbonada. Cuando se refiere al volumen vacío originado por cambios ocurridos
luego de la formación original de la roca, se habla entonces de porosidad
secundaria. En yacimientos de roca carbonácea el agua que fluye a través de
ella puede ocasionar cavidades por solución. Igualmente, las rocas o fracturas
también pueden aumentar la porosidad secundaria de un yacimiento.
Existe otra distinción de la propiedad en estudio: porosidad efectiva y porosidad
total. La primera se refiere solamente al volumen vacío conectado a través de
toda la roca.
Por contraste, la porosidad total incluye el volumen vacío que está aislado de los
canales de flujo.
Como los fluidos pueden desplazarse solamente por los poros
interconectados, el ingeniero de yacimientos está interesado en la porosidad
efectiva y no en la porosidad total. El método más común para determinarla es el
de restauración, cuya descripción sigue. El espacio poroso de la roca se limpia
completamente con un solvente, luego la muestra se seca y se pesa.
Posteriormente es evacuado y se llena inyectándole un fluido de densidad
conocida. La muestra se vuelve a pesar al estar saturada para obtener el peso
del fluido inyectado en los poros.
La porosidad se obtiene dividiendo el volumen de los poros por el volumen bruto
de la muestra de la roca. A su vez, el volumen de los poros de la muestra es igual

al peso del fluido dividido por su densidad, y el volumen bruto se determina
midiendo el volumen de fluido desplazado cuando la muestra saturada se
sumerge en el líquido.
En diversos textos de Ingeniería de Yacimientos se describen otros métodos para
determinar la porosidad de los núcleos (Amyx, Bass and Whitting). Adicional a lo
dicho, pueden emplearse varios tipos de perfiles de pozos para determinar con
exactitud la porosidad bajo condiciones controladas. Generalmente, la información
sobre análisis de núcleos se necesita para calibrar los perfiles destinados a la
medición de la porosidad.
3. Permeabilidad es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos
se muevan dentro de los poros. El análisis convencional de núcleos se limita a la medida
de la permeabilidad absoluta que corresponda a la presencia de solamente un fluido en
los poros. Más adelante se tratarán otros tipos de permeabilidad La permeabilidad
absoluta del núcleo se determina haciendo fluir a través del mismo un líquido de
viscosidad conocida, estando saturado 100 por ciento de líquido, y midiendo la tasa de
flujo y el descenso de presión a través del núcleo. Puede hacerse fluir aire o cualquier
otro líquido (aceite, petróleo o agua) a través del núcleo seco siempre que él esté saturado
del mismo líquido. El agua no se usa ordinariamente para estas pruebas porque puede
causar hinchazón de las partículas de arcilla en el núcleo y, por ende, reducir la
permeabilidad. La permeabilidad del núcleo se calcula usando la siguiente forma de la Ley
de Darcy:
q µ L
K= ---------
A ∆p
en la que:
k = Permeabilidad del núcleo, darcis
q = Rata de flujo a través del núcleo, cc/seg
i = Viscosidad del fluido, centipoises, cp
L= Longitud del núcleo, cm.
A= Área transversal del núcleo, cm2
∆p =Descenso de presión a través del núcleo, atmósferas
3. Las saturaciones de fluido del núcleo se determinan a partir de las muestras recibidas
en el laboratorio. Una muestra de determinado volumen se calienta a alta temperatura
para removerle todo el líquido por vaporización. Los volúmenes del agua condensada y
del petróleo se miden y se registran en porcentaje del volumen de poros, usando el valor
de porosidad determinado en una muestra adyacente.
Estas saturaciones generalmente tienen poco o nada de significado cuantitativo porque los
núcleos han sido lavados violentamente por el filtrado del lodo y además están sujetos al
descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie. Sin embargo, los datos
sobre saturación de fluido pueden ser de valor bajo ciertas condiciones. Así por ejemplo,
las saturaciones de petróleo de núcleos que hayan sido cortados con lodo a base de

agua no son representativas del petróleo residual por inyección de agua, pero con
frecuencia pueden ayudar a determinar los contactos de los fluidos en el yacimiento.
A medida que se corta el núcleo, el lavado que ocasiona el filtrado del lodo reducirá la
saturación del petróleo a la residual ocasionada por la inyección de agua. Además, a
medida que el núcleo es subido a la superficie, el gas que contiene en solución escapará,
causando una contracción y pérdida del petróleo residual, por inyección de agua. Si se
emplea un saca núcleos especial para evitar la pérdida de presión del núcleo y si las
saturaciones de petróleo se determinan por procedimientos especiales, entonces estas
podrán estar próximos a los valores residuales dados por la inyección de agua. Aunque
todos los valores de saturación petrolífera obtenidos rutinariamente son demasiados bajos
para emplearse cuantitativamente, existirá un contraste de saturación de petróleo entre la
zona petrolífera y las de la capa de gas y agua. Las saturaciones de agua medidas en
núcleos cortados con lodos a base de petróleo pueden ser verdaderas saturaciones de
agua del yacimiento para porciones del yacimiento por encima de la zona de transición
agua-petróleo. El lavado que hace el filtrado del lodo tenderá a reducir la saturación de
agua en el núcleo al valor irreducible, a pesar de la saturación verdadera del yacimiento.
Por esta razón serán muy bajas las saturaciones de agua medidas en la zona de transición
donde exista agua movible en el yacimiento.
Otros análisis convencionales que se realizan para un estudio más detallado se
describen a continuación:
Perfil de rayos Gamma de Superficie
Puede ser corrido tanto en el sitio como en el laboratorio. Se utiliza para correlacionar con el
perfil Rayos Gamma del pozo y ajustar las profundidades del núcleo. También ayuda a
identificar intervalos de núcleos y a conocer litología en los casos de núcleos tomados con
mangas de goma o tubo plástico.
Perfil Rayos Gamma Espectral
Cumple los mismos objetivos del perfil de Rayos Gamma, pero aquí además de las
Radiaciones Gamma Total se obtienen las Radiaciones individuales de los elementos Uranio,
Thorio y Potasio, lo cual ayuda a identificar el tipo de arcilla existente en la formación y la
Capacidad de Intercambio de Cationes.
Estudio de Fracturas
Corre Laboratorios ha desarrollado un goniómetro electromagnético (EMG-200) operado por
computadora para realizar análisis detallados de las características y orientación de las
fracturas en el núcleo.
Esta información se puede utilizar para planificar la exploración futura y la producción en
yacimientos fracturados, así como la historia tectónica del núcleo.

El EMG-200 puede usarse en conjunto con estudios geológicos para determinar en forma
precisa la dirección y el ángulo de buzamiento de los planos, tal y como se presentan en el
yacimiento. Utilizando este método podemos generar un informe inmediatamente después
de examinado el núcleo.
Densidad de Granos
La densidad de granos se obtiene mediante la medición directa del volumen de granos con el
porosímetro de helio y posterior división con el peso de la muestra seca. Estos valores de
densidad se usan para mejorar los cálculos de porosidad realizados con los perfiles
eléctricos de densidad total.
Análisis Granulométricos
Este análisis se realizan en muestras de rocas no consolidadas o friables que puedan ser
disgregadas manteniendo la integridad de los granos.
La muestra disgregada, limpia y seca se pasa por una serie de tamices de diferentes
tamaños, para obtener la distribución del tamaño de los granos.
Esta información es muy importante en los diseños de empaque con grava.
3.1.3. ANÁLISIS ESPECIALES DE NÚCLEOS
Aunque los datos sobre porosidad, permeabilidad y contenido de fluido son
importantes, se requiere también pruebas especiales de núcleos para calcular con
exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción de
petróleo por varios mecanismos de empuje. Estas pruebas especiales y su
aplicación general se describen seguidamente.
Permeabilidad y Porosidad con presión de Sobrecarga.
Para obtener datos más representativos de porosidad que permitan cálculos más
exactos del volumen de hidrocarburos en sitio y de permeabilidad, para comparar
con pruebas de restauración de presiones y para mejor modelado y seguimiento del
yacimiento.
Actualmente, Core Laboratories cuenta con un equipo automatizado CMS-200
instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de
sobrecarga. Los núcleos en la superficie son liberados de la sobrecarga de la
formación y permiten la expansión de la roca. El CMS-200 reaplica esta presión de
confinamiento y tanto la porosidad como la permeabilidad se determinan
automáticamente a una presión mínima de confinamiento; se pueden programar 7
presiones adicionales por encima de ésta, las •cuales no sólo nos permiten predecir
la reducción de permeabilidad y porosidad a las condiciones iniciales de presión del
yacimiento, sino también durante la depleción del yacimiento.
Los rangos de presión que se pueden utilizar en el equipo van desde 800 hasta 10000

Ibs/pulg2
. Sin embargo, podemos obtener valores a una presión mayor utilizando las
ecuaciones empíricas desarrolladas por S.C. Jones (SPE 153800)
Los datos que se obtienen en el CMS-200 son: porosidad, permeabilidad Klinkenberg,
Permeabilidad al Aire, Factor de Deslizamiento del Gas y Factor de Turbulencia del
Gas.
Compresibilidad.
Estos datos se usan para computar la reducción del volumen poroso durante la
caída de presión de un yacimiento. Esta información es de vital importancia en
yacimientos de petróleo no saturados y su desconocimiento en los cálculos de
balance de materiales acarrearía una sobreestimación del petróleo en sitio y un cálculo
de influjos de agua excesivo.
Secciones Finas
La descripción puede incluir Mineralogía, Textura, Porosidad, Micro-fracturas,
Mineralización, etc. También se puede estudiar la diagé-nesis para dar detalles de la
historia de alteración.
Difracción de Rayos X
Da información del tipo y proporción de minerales arcillosos en la muestra.
Microscopio Electrónico
Mediante estas fotografías se pueden estudiar los detalles de las estructuras de los
poros y los minerales (tipo y localización de las arcillas).
Mineralog
Método rápido y económico para identificar arcillas en forma cualitativa.
Humectabílidad
Proporciona una indicación de la preferencia de la roca por agua o petróleo. Esta
preferencia controla la distribución de los fluidos en el yacimiento.
Las medidas de humectabilidad coadyuvan en la evaluación de resultados de
estudios especiales y en los planes de recuperación mejorada de petróleo.
Presión Capilar
Estas mediciones se usan para conocer la distribución de saturación de agua en el
yacimiento.
El uso principal de estos datos es el de correlacionar las saturaciones de agua con
Permeabilidad o Porosidad y altura por encima del contacto de Agua-Petróleo. Esta
información es subsecuentemente utilizada para calcular los hidrocarburos en sitio.

Propiedades Eléctricas
Estas medidas definen para una formación dada, los parámetros usados en el
cálculo de Porosidad y Saturación de Agua de los perfiles eléctricos. Estas
propiedades retinan los cálculos de los perfiles y evitan el uso de las constantes
existentes en la literatura, los cuales han presentado suficiente desviaciones como para
hacer necesarias las medidas de resistividad para validar dichos valores.
Capacidad de Intercambio de Cationes (CEC)
Existen sitios activos en la superficie de las arcillas donde los cationes pueden ser
intercambiados con los fluidos de perforación, completación e inyección que no estén
en equilibrio.
Este intercambio de iones puede alterar la Porosidad, reducir la Permeabilidad y el
Factor de Formación, dando como resultado un valor erróneamente alto del SW
calculado del perfil eléctrico. Por esto, el CEC debe determinarse en cada muestra
seleccionada para el Factor de Formación (F.F.) e índice de Resistividad (I.R), para
calcular estos valores independientemente del efecto de conductividad de las arcillas.
Permeabilidad al Agua.
Esta prueba es el mejor indicador de sensibilidad a la formación a diferentes
salmueras. Se usa para evaluar el daño que causarían a la formación de diferentes
filtrados de perforación y/o aguas de inyección. Se puede, algunas veces, conocer
el mecanismo de Reducción de Permeabilidad y a menudo, diferenciar entre hincha-
miento y bloqueo.
Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo
Estas pruebas son las que prefieren los ingenieros de yacimiento para evaluar el
comportamiento de un flujo de agua. La mayoría de los modelos matemáticos
requieren de datos de Kw/Ko. Aquí se obtienen datos de Ko y Kw expresados como
un porcentaje de una K base, generalmente Ko a Swi.
Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo
Estos datos se usan, junto con las propiedades de los fluidos y las ecuaciones de
balance de materiales, para predecir la presión, RGP y producción en yacimientos de
empuje por gas en solución; también, en avances de capa de gas, drenaje
gravitacional, declinación de producción de gas y ecuaciones de flujo fraccional.
Pruebas de Inyección de Agua
Varían según el uso final de los siguientes datos:
a) Inundación Básica.
Se usa para cálculos tipo Stiles y Dyskstra-Pirson, donde sólo se requieren valores de
Ko a Swi y Kw a Sor, para predecir Corte de Agua Vs. Recobro de Petróleo
Acumulado.

b) Susceptibilidad (WFS).
Proporciona toda la información anterior y además determina el Recobro de Petróleo
como una función de los volúmenes porosos de agua inyectados y Corte de Agua.
Con esos datos se construye un gráfico del comportamiento esperado del yaci-
miento en las áreas de inundación por agua.
Las pruebas especiales más comunes para el análisis de núcleos son: las de
presión capilar, las de inyección de agua y las de inyección de gas.
La explicación de los datos obtenidos de estas pruebas se cubren en otras partes
del curso. En esta sección se verá brevemente como se hacen las pruebas y el tipo
de información que se obtiene.
Pruebas de Presión Capilar
Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presión capilar, la de
drenaje y la de imbibición. Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar
la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones
iniciales de agua. Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan para
predecir la extracción de petróleo por empuje de agua y su aplicación se menciona
en otras secciones de este curso. La fig. 3.2, contiene las curvas de la presión capilar
de drenaje y la imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de la presión
capilar denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión en la
fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase acuífera es
mas alta. Una breve descripción sobre la manera de hacer pruebas de presión
capilar se da enseguida.
En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar
de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un
fluido humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido
humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase
humectante y un gas para la no humectante.

Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar de drenaje: el de la
centrífuga y el de estado restaurado. El primero se usa más porque el tiempo y los
costos son mucho menores que los requeridos por el método de estado restaurado.
Además, pueden simularse presiones capilares más altas con la centrífuga que con
el método por restauración. Este último se describe en el Manual de Ingeniería de
Yacimientos. EL método de la centrífuga se expone a continuación:
La muestra saturada con un solo líquido se pone en la centrífuga, cuya velocidad de
rotación determina la presión capilar. El liquido, que generalmente es un aceite de
baja viscosidad, como el kerosene, es extraído del núcleo por la fuerza centrífuga,
como lo sería por gas bajo presión. La centrífuga se hace girar a baja velocidad
constante hasta que el líquido deje de fluir. El líquido producido acumulado se anota
para cada velocidad. La prueba termina cuando se obtiene un aumento en la
velocidad de la centrifuga. El resultado final es un gráfico de presión capilar versus
la fase de saturación por humectabilidad. El cálculo de la distribución de la
saturación a lo largo del núcleo y la conversión de la velocidad de la centrífuga a
presión capilar están más alla del alcance.
Al comienzo de una prueba de presión capilar por imbibición la
muestra de núcleo contiene agua a la saturación irreducible y el volumen
remamente de poros está lleno de petróleo. Estas condiciones de saturación podrían
existir al final de una prueba capilar de drenaje por imbibición, si el agua ha sido
desplazada por el petróleo. La prueba de imbibición duplica el desplazamiento de
petróleo por el agua de yacimientos. El final de la prueba es la saturación residual de
petróleo, como se muestra en la Figura 3.2.
La mayoría de las pruebas de presión capilar por imbibición se hacen en la
centrifuga. En este caso la muestra del núcleo se rodea de agua mientras está girando.
Un procedimiento de reciente creación permite que se hagan pruebas de presión
capilar por imbibición en la centrífuga, a seudo-condiciones del yacimiento. El núcleo
debe cortarse y preservarse en condiciones que retengan la verdadera
humectabilidad. La temperatura del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el núcleo
se satura con agua y con petróleo libre de gas del yacimiento. El gas debe
removerse del crudo porque el ambiente en la centrífuga está a presión atmosférica.
El área entre las curvas de presión capilar por drenaje y la de imbibición (figura 3.2.),
llamada enlace de histéresis, es el resultado de que el petróleo que es forzado en los
poros de la roca no puede por fuerza deslizarse fácilmente. De hecho, parte del
petróleo, correspondiente a la saturación irreducible, no puede desplazarse, no
importa cuan alta sea la presión capilar negativa. Esto ocurre cuando la presión de
la fase humectante (agua) es mayor que la presión de la fase no humectante.
Solamente en la prueba de imbibición con la centrífuga son posibles presiones
capilares negativas. Sin embargo, esta prueba define la región de baja saturación de
petróleo de la curva, que constituye la parte importante para determinar la eficiencia
de la extracción de petróleo por empuje de agua.

3.1.4. PRUEBAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA.
Se requieren varios términos calificativos de la permeabilidad para describir el flujo
simultaneo de dos fluidos en un medio poroso. Éste ocurre cuando el agua o el gas
desplaza el petróleo. Los términos se definen mas abajo en relación con la
permeabilidad absoluta del medio y con la saturación del fluido específico. La
permeabilidad relativa se tratará con mayor detalle posteriormente.
Permeabilidad Efectiva es la permeabilidad de un medio poroso-con respecto
a un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido.
Permeabilidad Relativa es la permeabilidad con respecto a un fluido cuando
más de un fluido está presente, y su valor se expresa en fracción de la
permeabilidad absoluta (permeabilidad a 100 por ciento de saturación por un
solo fluido).
Relación de Permeabilidad Relativa es la relación entre las permeabilidades
relativa de dos fluidos de acuerdo con una saturación específica de une de
ellos.
La prueba de Inyección de Agua provee información sobre la permeabilidad
relativa al petróleo y al agua en función de la saturación de agua. Al comienzo de
la prueba, la muestra del núcleo contiene la saturación irreducible de agua y el
volumen de poros remanentes está lleno de petróleo.
Se hace fluir agua a régimen constante a través del núcleo y se anotan los
volúmenes de petróleo y agua producidos.
Esta anotación provee datos sobre la extracción acumulativa del petróleo y
relación agua-petróleo (RAP) en función del agua acumulativa inyectada.
También se anota el decaimiento de presión a través del núcleo durante la
inyección de agua, a fin de proveer bases para determinar las permeabilidades
relativas del petróleo y del agua en función de la saturación de esta última.
Generalmente, las pruebas para inyección de agua se realizan a temperatura
ambiente en el laboratorio, usando un aceite definido y una salmuera sintética.
Teniendo en cuenta que la relación de viscosidad petróleo-agua es casi siempre
igual a la del yacimiento en estudio, cuando se desea información sobre la
permeabilidad relativa petróleo-agua se emplea una relación (viscosidad del pe-
tróleo con respecto a la del agua) superior a la que se espera en el campo. De
esta manera, la información que se obtiene sobre el petróleo extraído puede
usarse directamente para predecir la extracción de petróleo por inyección.
Se pueden hacer pruebas de inyección de agua en condiciones fidedignas del
yacimiento mediante el empleo de fluidos del yacimiento. Para ello se requiere
lo siguiente:

1) Mantener la temperatura del yacimiento, lo cual se puede lograr con un horno;
2) las presiones deben controlarse para conservar la verdadera humectabilidad
del yacimiento; 3) los núcleos deben prepararse muy bien para el transporte, 4)
igualmente, en el laboratorio éstos deben manejarse con especial cuidado
para que conserven la humectabilidad de la formación; 5) se requieren,
además, muestras de petróleo y de agua del yacimiento, para las pruebas.
Aunque el costo es bastante alto para obtener núcleos con su verdadera
humectabilidad e inundarlos en condiciones similares a las del yacimiento, en
algunos casos es la única manera de determinar con exactitud la eficiencia de
desplazamiento del petróleo mediante el agua.
La prueba de inyección de gas provee información sobre la permeabilidad relativa
con respecto al petróleo y al gas en función de la saturación de gas. Al empezar la
inyección, el núcleo puede estar completamente saturado de petróleo o puede
contener petróleo y agua de saturación irreducible. En la mayoría de los casos la
presencia de presión de agua irreducible no tiene efecto significativo sobre las
permeabilidades relativas para el petróleo y el gas. Se hace fluir gas a través del núcleo
y se anota la siguiente información en función del tiempo: petróleo y gas producido y
acumulado, es el descenso de presión a través del núcleo. Los resultados de la
inyección o inundación de gas no son sensibles a la humectabilidad del núcleo, ya
que el gas es siempre la fase no humectable sea cual fuere la condición del núcleo.
Los datos sobre permeabilidad relativa gas-petróleo se usan para predecir la
extracción de petróleo por empuje del gas en solución, por empuje del casquete de
gas o por inyección de gas. Los detalles de los cálculos de la eficiencia de estos
métodos de extracción se presentarán en subsecuentes secciones de este curso.
Aunque las curvas de permeabilidad relativa se tratarán detalladamente más adelante
en otras secciones del curso, ahora se verán brevemente curvas típicas de
permeabilidad relativa referentes a: agua-petróleo y gas-petróleo.
La figura 3.3.A. muestra las curvas de permeabilidad relativa de agua y petróleo para
una arena típica de humectabilidad por agua. Los valores que se muestran son
solamente para un rango de saturación de agua, tomados de agua irreducible, Siw,
hasta la saturación de agua con respecto al petróleo residual, Swr. Tanto el agua
como el petróleo pueden solamente tener permeabilidad dentro de este rango de
saturación. La permeabilidad relativa para el petróleo a la saturación irreducible de
agua Kro(iw), es generalmente alrededor de 1,0. Como el agua es la fase humectante,
ésta cubre la superficie de la roca y llena solamente los poros más pequeños a la
saturación irreducible; por lo tanto, no entorpece significativamente el flujo del petróleo.

De hecho, en algunas pruebas de laboratorio hechas con petróleo de alta viscosidad,
Kro(Swi), se obtuvieron valores más altos que los correspondientes a la
permeabilidad al petróleo a 100 por ciento de saturación de petróleo.
Aparentemente, el agua sobre la superficie de la roca actúa como un lubricante
para el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo disminuye a medida que la
saturación de agua aumenta desde su valor de saturación irreducible (Swi), y llega a
cero al punto de saturación de agua residual, Swr. La permeabilidad al agua aumenta
muy lentamente a medida que la saturación aumenta desde el valor irreducible,
(Swi); para una arena de fortísima humectabílidad por agua, la permeabilidad
relativa al agua al punto de petróleo residual, Krw(or) es solamente del orden de 0,1
a 0.2.
En la fig. 3.3.B. se muestran curvas típicas de permeabilidad relativa para un
sistema donde fluye gas y petróleo. Al principio el gas está presente a saturación
irreducible y por lo tanto no tiene permeabilidad relativa en el sistema. La información
sobre permeabilidad relativa para el gas-petróleo se gráfica versus la saturación total
de líquido. Se muestran curvas de permeabilidad

relativa para la escala de saturación de líquido desde 1,0 a la saturación
residual de líquido, Slr, que es la suma de Siw y la saturación residual de
petróleo. La permeabilidad relativa para el petróleo va desde 1,0 a 100 por
ciento de saturación del líquido hasta cero al valor de Slr, saturación residual
de líquido. La permeabilidad relativa al gas se torna finita a la saturación critica
de gas, Sgc. Esta es la más baja saturación a la cual el gas se transforma en
una fase continua. A medida que la saturación de gas aumenta desde la
saturación crítica, Sgc, la permeabilidad relativa al gas aumenta a un valor
de casi 1,0 al punto de saturación residual de líquido, Slc.
3.1.5. DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO
3.1.5.1 Definición del Contacto de los Fluidos y de las zonas de transición.
La mayoría de los yacimientos están humedecidos por agua y por ello las fuerzas
capilares resisten el desplazamiento del agua por el petróleo. Por otro lado, la
gravedad hace que la presión aumente en la fase petrolífera en comparación con
la fase acuífera a medida que aumenta la distancia por encima del contacto
agua-petróleo. Antes de analizar las fuerzas de gravedad y de capilaridad,
definamos algunos términos comúnmente empleados al tratar la distribución inicial
de los fluidos en el yacimiento.
La figura 3.4 resalta las condiciones iniciales de saturación en un yacimiento
petrolífero típico, con el agua subyacente y casquete a gas suprayacente
respectivamente; muestra también los contactos de los fluidos en un hoyo que
está en equilibrio estático con el yacimiento. Esta figura ayudará a definir estos
términos.
La figura 3.4 muestra la posición de equilibrio estático de los contactos agua-
petróleo y gas-petróleo en un hoyo abierto en el que están presiones capilares.
La figura 3.4 muestra las saturaciones de fluidos en el yacimiento, donde las
presiones capilares son importantes.
Primero, definamos los diferentes contactos agua-petróleo, empezando por la
base del yacimiento:

1. Nivel de Agua libre. Es el nivel de equilibrio del contacto agua-petróleo en un hoyo
abierto (figura 3,4). Al nivel de agua libre en el yacimiento se le asigna cero de presión
capilar y las saturaciones de agua en el yacimiento pueden determinarse por pruebas
de presión capilar de laboratorio.
2. Contacto Inicial Agua-Petróleo. Es el punto más bajo en el yacimiento donde está
presente el petróleo.
Como se muestra en la figura 3.4, este nivel es más alto que el nivel de agua libre.
3. Contacto Agua-Petróleo Producible. Es el nivel más bajo en el yacimiento de donde el
petróleo es producible. Se corresponde con el nivel donde la saturación de petróleo está
justamente por encima del valor irreducible.
4. Contacto Agua-Petróleo de Terminación. Es el nivel más bajo de donde no se produce
agua del yacimiento; corresponde al nivel donde la saturación de agua ha llegado al valor
irreducible.
Los varios contactos definidos anteriormente sirven de base para formular las
definiciones siguientes:
5. Zona Inicial de Transición Agua-Petróleo. Es la distancia vertical entre el contacto
inicial agua-petróleo y el contacto agua-petróleo de terminación.
6. Zona de Transición Productiva de Agua-Petróleo. Esta es la distancia vertical entre el
contacto agua-petróleo producible y el contacto agua-petróleo de terminación. También
es el intervalo del cual se produce agua y petróleo simultáneamente.
7. Agua Innata. Es simplemente la saturación inicial de agua en cualquier punto en el

yacimiento; generalmente decrece con respecto a la altura por encima del contacto
agua-petróleo inicial.
8. Saturación de Agua Irreducible. Esta es la saturación mínima de agua que
puede obtenerse por el desplazamiento del agua por petróleo. El nivel más bajo de la
saturación de agua irreducible es el tope de la zona de transición agua-petróleo.
En el caso de los contactos gas-petróleo, la situación es más sencilla porque la zona de
transición gas-petróleo es general mente tan delgada que puede considerarse que es
cero.
La zona de transición gas-petróleo es más delgada que la zona de transición agua-
petróleo porque el sistema gas-petróleo tiene mayor diferencia de densidad y más baja
tensión interfacial, como se verá más tarde. Así que, solamente se necesitan las dos
definiciones siguientes para clasificar la situación del contacto gas-petróleo.
9. Nivel de Petróleo Libre. Es el nivel del contacto gas-petróleo donde no existe presión
capilar, por ejemplo en un hoyo abierto (figura 3.4)
10. Contacto Gas-Petróleo. Es el nivel del contacto gas-petróleo en el yacimiento.
3.1.6. EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS Y PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
Los contactos originales de los fluidos pueden determinarse de los perfiles de los
núcleos y de las pruebas selectivas de producción. El aspecto de los perfiles
rebasa el alcance de esta presentación, pero la extracción de núcleos y las pruebas
de producción serán tratadas en detalle.
Determinación de los contactos de los fluidos
Si en un pozo se cortan núcleos con lodo a base de agua, los mismos son
lavados violentamente por el filtrado del lodo, haciendo que las saturaciones de
petróleo se acerquen a la inundación residual de agua. Tales saturaciones
medidas en el laboratorio son aún más bajas debido a las mermas del petróleo
y del gas en solución durante la traída de los núcleos a la superficie. Sin embar-
go, para el intervalo entre el contacto agua-petróleo y el contacto gas-petróleo
son todavía significativamente más altas que en el casquete de gas y en el
acuífero. Por su parte, las saturaciones de petróleo medidas en la zona
petrolífera acusan de 15 a 30%, mientras que saturaciones de 5 a 10% o menos
pueden esperarse en el casquete de gas, y en el acuífero. El contraste entre la
saturación de petróleo en los contactos en vez de las saturaciones absolutas es
el que muestra los contactos de los fluidos.
Antes de pasar a las pruebas de producción para ubicar los con tactos entre
fluidos, revisemos las definiciones de los varios contactos agua-petróleo. La
zona de transición productiva de agua-petróleo es el intervalo vertical entre el

contacto producible agua-petróleo de terminación o punto más bajo de donde
solamente se produce petróleo. En el caso de contacto gas-petróleo, la zona de
transición es tan delgada que puede desecharse. La relación entre la información
obtenida de las pruebas de producción y la posición del contacto agua-petróleo,
se tratará en la próxima sección.
Luego de descubrir un extenso y nuevo yacimiento, se escogen ciertos pozos en
el programa de perforación para hacerles pruebas de producción con la sarta de
perforación, con el objeto de seleccionar el mejor intervalo para la terminación de
los pozos. Las pruebas se inician a una distancie sonable por encima de la zona
de transición agua-petróleo, la cual puede estimarse de los perfiles de otros
pozos. Si la primera prueba muestra petróleo sin agua, el intervalo está por
encima de la zona de transición; entonces, se profundiza el pozo cinco pies y se
aprueba este nuevo intervalo recién abierto. Este procedimiento se repite hasta
que una prueba dé alguna producción de agua. Esto ubica el contacto agua-
petróleo de terminación dentro del último intervalo de 5 pies. La relación agua-
petróleo aumentará a medida que se prueban intervalos más profundos.
Finalmente, se efectúa una prueba por debajo del contacto agua-petróleo
producible dentro del precedente intervalo de 5 pies probado. Aunque los pozos
serán terminados, generalmente, por encima de la zona de transición es
importante conocer el espesor de dicha zona para calcular reservas. Un
programa similar de pruebas puede llevarse a efecto para ubicar el contacto gas-
petróleo en el yacimiento.
Determinación de Saturación Inicial de Agua.
Los núcleos cortados con lodo a base de petróleo ofrecen la oportunidad más
directa para determinar las saturaciones de agua del yacimiento. El procedimiento
es más exacto si las saturaciones de agua están al mínimo irreducible o cerca
de él. El filtrado del lodo lavará los núcleos y tenderá a reducir las altas
saturaciones de agua a la proximidad del valor irreducible. Las saturaciones de
agua medida más arriba del contacto agua-petróleo de terminación deben ser
bastantes exactas, pero las medidas en la zona de transición agua-petróleo
generalmente son muy bajas. El nivel más bajo de saturación fue descrito en la
sección anterior.
Si la salmuera del yacimiento tiene una merma significativa, las saturaciones
de agua calculadas en el laboratorio deben ajustarse tomando en cuenta este
factor.
Por ejemplo, si el factor volumétrico de formación, Bw, de la salmuera es 1,03,
todas las saturaciones determinadas en el laboratorio deben multiplicarse por
1,03 para que den las saturaciones correspondientes al yacimiento. Esta
corrección generalmente será insignificante a menos que la salmuera contenga
cierta cantidad de gas disuelto, el cual causaría un factor volumétrico de
formación extraordinariamente alto.
La saturación inicial de agua para un intervalo de la zona de transición puede

estimarse usando la relación agua-petróleo producida, mediante la aplicación
de la siguiente ecuación:
qW = Krw x µ0 x B0
q0 Kro µW BW
en la que:
qW = relación agua-petróleo producida en condiciones de alma-
q0 cenamiento en la superficie.
Krw = relación de la permeabilidad relativa en el sistema
Kro agua petróleo.
µ0 = relación de la viscosidad petróleo-agua
µW
B0 = relación del volumen de formación en petróleo y agua
Bw
La ecuación (1) puede resolverse para la relación de la permeabilidad relativa agua-petróleo
Krw/Kro, si se conoce la relación agua-petróleo en producción. Luego, con la ayuda de una
curva de relación de permeabilidad relativa para el yacimiento, se puede determinar el
promedio de la saturación de agua para el intervalo probado. Esto, naturalmente, presume
que todos los fluidos producidos proviene del mismo intervalo probado. El procedimiento
para estimar la saturación de agua, partiendo de la prueba de produc ción, se explica con el
siguiente ejemplo:
Ejemplo 1. Cálculo de la saturación de agua del yacimiento por pruebas de producción.
Problema: Calcular la saturación de agua para cada uno de los intervalos de 5 pies
cuyas pruebas de producción se tabulan abajo.
Profundidad del intervalo probado
Pies B.N.M RAPP
BAET/BAET
3755' - 3760' 0,09
3760' - 3765' 0,25
3765' - 3770' 9,00
Para todas las pruebas la relación de viscosidad petróleo-agua en el yacimiento es = 3.6 y la
relación petróleo-agua del factor de volumen de formación es = 1,34. La curva de la relación
de permeabilidad relativa agua-petróleo que se muestra en la figura 3.5 es aplicable al
yacimiento.

Prueba de Producción para Determinar
Sw Fig. 3.5.
Solución:
1. La ecuación (1) puede reordenarse para obtener la relación de
permeabilidad relativa agua-petróleo:
Krw = qw x µw x BW
Kro qo µ0 B0
Sustituyendo la información sobre la viscosidad y los factores
volumétricos de la información, se obtiene:

Krw = qw 1 1 = 0.207 qw
Kro qo 3.6 1.34 qo
2. Tabular los valores de KrW/Kro correspondientes a cada intervalo de producción,
calculados según la ecuación citada previamente.
Profundidad
delintervalo
PisB.N.M. KrW/Kro Sw-%vp
3755'-3760' 0,019 28
3760' - 3765' 0,052 35
3765' - 3770 1,87 66
3. Usando la curva dada para Krw/Kro versus Sw, se puede determinar la saturación
promedio para cada uno de los intervalos de prueba. Estas saturaciones aparecen
en la labia anterior.
El procedimiento demostrado en el Ejemplo 1 está sujeto a las siguientes limitaciones: 1)
el método puede dar saturaciones razonables exactas para yacimientos homogéneos si
las pruebas de producción se hacen con pequeños abatimientos de producción; 2) sí los
abatimientos son demasiados altos, la conificación del agua puede resultar en relaciones
agua-petróleo que no son representativas del intervalo probado. Bajo estas circunstancias
las saturaciones de agua calculadas serán demasiadas altas. En un yacimiento altamente
estratificado, las laminaciones de alta permeabilidad dominarán la prueba de flujo y las
saturaciones calculadas no serán representativas de la totalidad del intervalo probado.

La presión de gravedad calculada usando la ecuación (4) se muestra esquemáticamente
en la figura 3.6B. La misma se define frecuentemente como la presión capilar, ya que es
la presión que hace que el petróleo fuerce al agua de los poros de la roca y es opuesta por
las fuerzas de presión capilar de la roca del yacimiento.
Presión Capilar
La ecuación (4) da la presión capilar que será vencida por la gravedad a un nivel dado
en el yacimiento. Ahora veamos la ecuación que describe la naturaleza de la presión
capilar. Si se toma un tubo cilíndrico donde el petróleo desplaza al agua, la presión capilar
que sostiene al agua en sitio es:
2 σow Cosφ
PC =-----------------
r
en la que:
Pc = presión capilar, dinas/cm2
σow = tensión interfacial entre el petróleo y el agua, dinas/cm
r = radio del tubo capilar, cm

φ = ángulo de contacto entre el agua y la superficie del tubo.
Aunque los poros de las rocas de los yacimientos no son tubos cilíndricos, están
envueltos los mismos factores y se puede usar la ecuación (5) para tratar de la
presión capilar en los poros del yacimiento. Ésta será proporcional a la tensión
interfacial entre el petróleo y el agua y al valor de Cos0 que es una medida de la
humectabilidad de agua, en cuyo caso es igual a 0' y Cos0 igual a uno. La ecuación
(5) también destaca que la presión capilar para un poro específico en radio efectivo,
r. Así que, a un nivel dado en el yacimiento, el petróleo invadirá todos los poros
cuyos radios efectivos sean lo suficientemente largos para tener una presión capilar
igual a, o menor que, la presión de gravedad a ese nivel. Los poros más pequeños no
serán invadidos por el petróleo. El radio efectivo de los poros del yacimiento no
puede medirse directamente, pero la presión capilar obtenida de los núcleos puede
usarse, como se explicará más adelante, para estimar las saturaciones de agua en
el yacimiento.
3.1.8. DETERMINACIÓN DE SATURACIONES DE AGUA EN EL YACIMIENTO
USANDO DATOS DE PRESIÓN CAPILAR (Pe)
Las saturaciones iniciales de agua en el yacimiento pueden determinarse por
pruebas de capilaridad hechas a los núcleos extraídos del yacimiento. Las pruebas
de presión capilar relacionan la saturación de agua con la presión capilar. Pero, antes
de usar la información obtenida en el laboratorio para estimar las saturaciones del
campo, la información debe ajustarse a la tensión interfacial de campo y al ángulo
de contacto del fluido.
Por lo tanto, la muestra del núcleo empleada en las pruebas de laboratorio debe
ser representativa de las partes del yacimiento de donde se desean determinar las
saturaciones.

CAPÍTULO 4
ANÁLISIS DE YACIMIENTOS
4.1. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
La determinación del método óptimo para recobrar los hidrocarburos del yacimiento
esta basada en el tipo de energía disponible en el mismo, la cual permite el
movimiento de los fluidos hacia el pozo productor.
El término "recuperación primaria" se refiere a la producción de petróleo o gas
mediante el uso de su energía natural. Estas fuerzas almacenadas en el yacimiento
pueden estar presentes individualmente o en combinación.
Aunque por lo general es difícil definir claramente el tipo de energía activa durante un
determinado período de la vida productiva de un yacimiento, es recomendable
clasificar los yacimientos de petróleo y gas de acuerdo a los tipos de energía
disponible.
4.1.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS SUB SATURADOS
Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por
encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es
relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por
encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será
igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la
superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las
"fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la
"expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los
depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de
pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en
la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua
intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Esta disminución
en la presión también origina una contratación en el volumen poroso, lo cual ayuda a
la expansión de los fluidos. "Drenaje por gravedad", o "segregación gravitacional",
puede ocurrir en este tipo de yacimientos, drenando el petróleo con gran eficiencia
cuando se maneja adecuadamente. Dado que una parte del yacimiento puede tener la
presión por debajo del punto de burbujeo y una parte por encima de este, puede
ocurrir separación del petróleo y del gas en una sección.
En yacimientos con alta permeabilidad vertical, alto buzamiento, buenos espesores
de arenas y bajas tasas de flujo, esta fuerza puede ser significativa, aunque deberá
actuar contra la retención originada por las fuerzas capilares.
Teóricamente la fuerza de gravedad puede originar factores de recobro de hasta el
80%, produciendo el yacimiento a través de pozos localizados en la parte más baja
de la estructura.

Sin embargo, cuando el "Drenaje por gravedad" no está presente en los
yacimientos subsaturados, la eficiencia de recobro es muy baja y grandes
cantidades de petróleo pueden quedarse en el yacimiento.
La Tabla 5.1. muestra las características básicas de este tipo de yacimiento.
TABLA 4.1.
CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS SUBSATURADOS
Características Comportamiento
Presión del Yacimiento Declina rápidamente y se
estabiliza a un valor bajo.
Relación Gas-petróleo producido Pequeña a cero (muy poco gas
o nada es producido con el
petróleo)
Factor de recobro estimado Menor al 5% del POES con
producción primaria
(Tomado de: N.J. Clark, Elements of Petroleum Reservoirs.)
4.1.2. CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
El gas está disuelto en el petróleo en casi todos los yacimientos y proporciona, en
parte, la energía que requiere la producción. A medida que la presión desciende por
debajo del punto de burbujeo, el gas en solución liberado ayuda a empujar el
petróleo hacia los pozos productores. Si el yacimiento inicialmente no tiene un
casquete de gas o un acuífero, el gas disuelto debe proveer esencialmente toda la
energía para la producción de petróleo. En otros casos, el casquete de gas o el
acuífero puede suministrar la mayor parte de la energía y el gas en solución
contribuye en pequeña escala.
Sin embargo, en yacimientos de grueso espesor y con buena permeabilidad vertical,
o en yacimientos con cierto buzamiento, la gravedad puede tener influencias en su
funcionamiento. En estas circunstancias el gas liberado puede desplazarse hacia
arriba para formar un casquete de gas secundario. Con esto no solamente la
energía del gas en solución permanece en el yacimiento, sino que el empuje por
casquete de gas es mucho más eficiente para la producción de petróleo. Por esa
razón, si las condiciones son tales que favorecen el proceso, la producción del
yacimiento debe realizarse con la lentitud que requiere la formación del casquete
secundario de gas.

El mecanismo clásico de extracción por empuje de gas en solución es muy
ineficiente y no debe permitirse que se desarrolle a ningún grado significativo. La
razón por la cual estudiamos el mecanismo es para que pueda ser reconocido bien
temprano en la vida del yacimiento, de manera que puedan formularse planes para
mantener la presión del mismo. Si se permite que la presión continúe declinando,
se le hará daño irreparable al yacimiento.
La extracción por el empuje de agua, es mucho más alta si la inundación se empieza
mientras la presión del yacimiento está todavía no muy por debajo del punto de
burbujeo. La declinación de la presión causa que el petróleo en el yacimiento
merme, lo que significa que no pueden producirse más barriles de petróleo y que
sean atrapados para una saturación residual del mismo. Además, a medida que la
presión del yacimiento decae por debajo del punto de burbujeo, la viscosidad del
petróleo aumenta y se favorece una menor eficiencia del desplazamiento por empuje
de agua.
Los campos petroleros que producen por empuje de gas en solución, tienen por
característica un aumento rápido de la relación gas-petróleo y una rápida declinación
de las tasas de producción. Generalmente, se produce poca o ninguna agua. Las
características con base en la producción de petróleo acumulada, se muestran en
la Figura 5.1. La relación gas-petróleo (RGP) es constante hasta que la presión llega
al punto de burbujeo, luego declina ligeramente hasta que la saturación llegue a sus
puntos de equilibrio. Esta declinación de RGP generalmente no se observa en la
totalidad de los datos de producción debido a que los pozos se encuentran en
variadas etapas de agotamiento.
Después de lograrse el equilibrio de la saturación de gas, se produce gas libre y la
RGP se incrementa rápidamente hasta que el campo se aproxima al agotamiento de
la presión. Este crecimiento resulta del continuado aumento de la saturación de
gas, del incremento en la permeabilidad relativa al gas y de la decreciente
permeabilidad relativa al petróleo. Finalmente, cuando la presión del yacimiento llega
a muy bajos valores, la RGP disminuye. Aunque en el flujo del yacimiento la RGP
continúa aumentando a bajas presiones, Bg crece tanto que la RGP en la superficie
disminuye.
La Tabla 4.2. muestra un resumen de las características más importantes para
este tipo de yacimientos.

TABLA 4.2
CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS CON EMPUJE DE GAS EN SOLUCIÓN
Características Comportamiento
Presión del Yacimiento Declina en forma rápida y continua.
Relación Gas-Petróleo producido. Primero es baja, luego aumenta
hasta un máximo, por último declina.
Comportamiento de los pozos Requieren levantamiento artificial
temprano en la vida productiva.
Factor de recobro estimado. 5 al 30 por ciento del POES
(Tomado: N.J: Clark, Elements of Petroleum Reservoirs).

4.1.3. CARACTERÍSTICAS DE YACIMIENTOS BAJO EMPUJE POR CAPA DE GAS.
En un yacimiento bajo empuje por capa de gas, la zona petrolífera tiene un área
suprayacente de gas debido a que la cantidad total de gas en el yacimiento fue
demasiada como para ser retenida en solución por el petróleo a la presión existente
en el yacimiento.
Cada barril de petróleo está saturado de gas; el resto, llamado gas libre, emigra
hacia los puntos estructurales más altos en el yacimiento porque es más liviano que
el petróleo. El contacto gas-petróleo es siempre moderado, pero agudamente
delineado por una zona de transición que cubre solamente unos cuantos pies o
menos.
Según la geometría del yacimiento, puede ser que la capa de gas cubra casi toda la
zona petrolífera o solamente una parte de ella (fig.5.2..
En el yacimiento A la capa de gas cubre la mayor parte de la zona petrolífera. Esto
es similar a un empuje por agua y la conificación en los pozos puede ser un problema
serio durante toda la vida productiva del yacimiento. El yacimiento B es similar a un
empuje de agua desde el flanco en el que los pozos serán invadidos a medida que
el contacto gas-petróleo avanza hacia ellos.

4.1.3.1.FORMACIÓNDEUNACAPASECUNDARIADEGAS
Algunos yacimientos que originalmente no contienen una capa de gas pueden
desarrollarla durante su historia de producción.
Estas capas secundarias son el producto de la migración del gas en solución
liberado que se mueve hacia la cresta de la estructura. En yacimientos de
grueso espesor y alta permeabilidad, o yacimientos de buzamiento muy
pronunciado, mucho del gas liberado puede ser efectivamente utilizado. La
figura 5.3. indica cómo el gas liberado se puede mover en el yacimiento para
formar una capa de gas secundaria.
La tasa a la que puede formarse una capa secundaria de gas está limitada por la
cantidad total de gas en solución que haya sido liberada en el yacimiento y por la
tasa de drenaje de petróleo de las áreas de la cresta. Como se muestra en la
figura 5.3,una zona delgada y de alta saturación de gas, cerca del tope de la
formación puede proveer un camino para que el gas liberado llegue a la cresta de
la estructura; naturalmente que para ello se requiere una cierta permeabilidad
vertical. La saturación de gas en la totalidad del yacimiento puede estar
ligeramente por encima de la saturación de equilibrio bajo estas condiciones.
Movimiento del gas liberado desarrollando una capa de secundaria de gas

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