El documento define y explica varios conceptos relacionados con el petróleo y gas natural en yacimientos, incluyendo: (1) El factor volumétrico del petróleo (Bo) y gas (Bg), que representan el volumen que ocupan a condiciones de yacimiento; (2) La relación gas disuelto en petróleo (Rs), que es el volumen de gas disuelto en un barril de petróleo; (3) El factor volumétrico bifásico (Bt), que incluye el volumen de petróleo, gas dis

3. El factor volumétrico del petróleo se designa por el símbolo Bo, y se define como el volumen
que ocupa a condiciones de yacimiento un barril normal de petróleo más el gas en solución.
Dicho de otra forma, se puede decir el volumen de petróleo a presión y temperatura de
reservorio, entre el mismo volumen a condiciones de superficie. El factor volumétrico del
petróleo se obtiene mediante la siguiente ecuación:
Factor Volumétrico del
Petróleo [Bo]:
𝑩𝒐 =
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒑𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 + 𝒈𝒂𝒔 𝒅𝒊𝒔𝒖𝒆𝒍𝒕𝒐 [𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒐𝒓𝒊𝒐
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒑𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 [𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑺𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆
Petróleo y
Gas en
Solución
Gas
Libre
Condiciones
de
Reservorio
Condiciones
de
Superficie
Petróleo
Gas Libre
+ Gas
Liberado
Bo >
1

4. Factor Volumétrico del
Petróleo [Bo]:
El volumen de aceite que se produce en el tanque de almacenamiento a
condiciones estándar, es menor que el volumen de aceite que fluye del
yacimiento hacia el fondo del pozo productor. Este cambio en volumen del
aceite se debe a tres factores:
1.Liberación del gas disuelto en el aceite conforme la presión decrece desde
la presión del yacimiento a la presión de la superficie.
2.La reducción en la presión causa una expansión ligera del aceite.
3.El aceite también se contrae debido a la reducción en la temperatura.
El factor de volumen del aceite, Bo, se define como el volumen de aceite con
su gas disuelto en el yacimiento que se necesita para producir un volumen de
aceite muerto, a condiciones estándar.

5. Factor Volumétrico del
Petróleo [Bo]:
La siguiente figura representa el comportamiento típico del factor de volumen
del petróleo, para un petróleo negro.
Pi
Bob
Boi
P
Bo
Pb
1
2
3
0
1,00
Si la presión del yacimiento se pudiera reducir a la
presión atmosférica, el valor del factor de volumen
de formación sería muy cercano a 1
bbl@c.r./bbl@c.s. Una reducción en la temperatura a
60°F sería requerida para obtener un valor del factor
de volumen de formación igual 1 bbl@c.r./bbl@c.s.
Por arriba de la presión de burbuja, el factor de
volumen de formación disminuye al tiempo que
aumenta la presión (debido a la compresibilidad del
aceite). Por debajo de la presión de burbuja, el
factor de volumen de la formación decrece al
disminuir la presión (por ejemplo, se vaporizan los
componentes ligeros).
1-2 Bajo
Saturado
2-3 Saturado

6. El factor volumétrico del gas, se designa con el símbolo Bg, se define como el volumen en barriles (o pies cúbicos)
que un pie cúbico normal de gas ocupara como gas libre en el yacimiento a las condiciones de presión y
temperatura prevalecientes. Dicho de otra forma, se puede decir el volumen de gas a presión y temperatura de
reservorio, entre el mismo volumen a condiciones de superficie. El factor volumétrico del gas se obtiene mediante
la siguiente ecuación:
Factor Volumétrico del Gas
[Bg]:
𝑩𝒈 =
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔[𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒐𝒓𝒊𝒐
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔 [𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑺𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆
Condicio
nes de P
y T de
Reservor
io
Condicio
nes de P
y T de
Superfici
e

7. Se denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en petróleo, razón gas disuelto y relación gas
petróleo, RGP (en inglés GOR). Se define como la cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se
disuelven en un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie.
Relación Gas Disuelto en
Petróleo [Rs]:
𝑹𝒔 =
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔 𝒅𝒊𝒔𝒖𝒆𝒍𝒕𝒐 (𝒆𝒏 𝒆𝒍 𝒑𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 𝒂 𝒄. 𝒓. )[𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑺𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒑𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 [𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑺𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆
Los factores que afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs, son:
• Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs
• Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs
• API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs
El gas en solución, Rs, se calcula en función de la presión, temperatura, gravedad API y
gravedad específica del gas, γg.

8. Relación Gas Disuelto en
Petróleo [Rs]:
Pi
Rsi
Rs
P
Rs
Pb
1
2
3
0
1-2 Bajo
Saturado
2-3 Saturado
La Figura muestra el comportamiento de la relación
gas en solución-aceite para un petróleo negro.
A presiones del yacimiento por arriba de la presión de
burbuja, se observa que existe una línea horizontal
(relación de solubilidad constante). Esto se explica
debido a que estas presiones el gas no se libera en el
espacio poroso y la mezcla total de líquido se produce
dentro del pozo.
A presión de yacimiento por debajo de la presión de
burbuja, la relación gas disuelto-aceite, Rs, decrece
conforme decrece la presión del yacimiento. Esto se
explica debido a que más y más gas se libera en el
yacimiento, quedando atrapado en el casquete de gas
y no dejando que fluya hacia los pozos productores,
dejando menos cantidad de gas disuelto en el liquido.

9. Factor Volumétrico Bifásico
[Bt]:
𝑩𝒕 =
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 (𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 + 𝒈𝒂𝒔 𝒅𝒊𝒔. +𝒈𝒂𝒔 𝒍𝒊𝒃𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐)[𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑹𝒆𝒔𝒆𝒓𝒗𝒐𝒓𝒊𝒐
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒑𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 [𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑺𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆
De esta expresión se observa que Bt solo existe cuando la presión del yacimiento es menor
que la saturación, en la sección bajo saturada no hay gas liberado, por lo tanto se puede
decir que cuando P > Pb; Bt = Bo.
El factor volumétrico bifásico, se designa con el símbolo Bt, se define como el volumen que ocupa a
condiciones de yacimiento el aceite con su
gas disuelto mas el gas liberado. El factor volumétrico del gas se obtiene mediante la siguiente
ecuación:
𝑩𝒕 = 𝑩𝒐 + 𝑹𝒔𝒊 − 𝑹𝒔 𝑩𝒈
Definiendo se tiene:

10. Factor Volumétrico Bifásico
[Bt]:
Pi
Bob
Boi
P
Bo
Pb
1
2
4
0
1,00
3
(Rsi-
Rs)Bg
Bo
1-2-4  Bo
2-3  Bt

11. Antes de derivar la Ecuación de Balance de Materia (EBM), es
conveniente identificar algunos terminos y su simbología. Los
simbolos usados aqui son adoptados de la nomenclatura de la SPE.
Pi: Presión inicial de
yacimiento, psi
P: Presión Volumétrica de
yacimiento, psi
ΔP: Cambio de presión= Pi- P,
psi
Pb: Presión de burbuja, psi
N: Volumen de aceite
original, STB
Np: Producción acumulada de
aceite, STB
Gp: Producción acumulada de
gas, scf
Wp: Producción acumulada de
agua, STB
Rp: Relación gas-aceite
acumulado, scf/STB
GOR: Relación gas-aceite
instantanea, scf/STB
Rsi: Solubilidad inicial de gas en el
aceite, scf/STB
Rs: Solubilidad de gas en el
aceite, scf/STB
Boi: Factor de volumen de aceite
inicial, bbl/STB
Bo: Factor de volumen de aceite
,bbl/STB
Bgi: Factor de volumen de gas
inicial, bbl/scf
Bg: Factor de volumen de gas,
bbl/scf
Winj: Volumen de agua acumulada
injectada, STB
Ginj: Volumen de gas acumulado
injectado, scf
We: Volumen de entrada de agua
acumulada, bbl
m: Relación entre el volumen de la
capa de gas inicial y volumen de
aceite inicial, bbl/bbl
G: Volumen de Gas incial en la
Capa de gas, scf
PV: Volumen Poroso, bbl
Cw: Compresibilidad del agua,
1/psi
Cf: Compresibilidad de la
formación, 1/psi

12. Definición del Volumen
de Poro:
Varios de los cálculos del balance de materiales requieren que el volumen total de poro (PV) este
expresado en términos del volumen de petróleo inicial N y el volumen de la capa de gas. La expresión
para el volumen total de poro (PV) se puede derivar introduciendo convenientemente el parámetro m
en la relación de la siguiente manera.
𝒎 =
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒊𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔 𝒆𝒏 𝒍𝒂 𝒄𝒂𝒑𝒂 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔 [𝒃𝒃𝒍, @ 𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑹𝒆𝒔.
𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒑𝒆𝒕𝒓ó𝒍𝒆𝒐 𝒊𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍 𝒆𝒏 𝒔𝒊𝒕𝒊𝒐 [𝒃𝒃𝒍, @ 𝑪𝒐𝒏𝒅. 𝑹𝒆𝒔.
=
𝑮 ∙ 𝑩𝒈𝒊
𝑵 ∙ 𝑩𝒐𝒊
Despejando el volumen de gas en la capa de gas, se
tiene:
𝐺 ∙ 𝐵𝑔𝑖 = 𝑚 ∙ 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖 [𝑏𝑏𝑙
Definiendo el volumen inicial total del sistema de
hidrocarburos, esta dado por:
𝑽𝒐𝒍. 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝑯𝒊𝒅𝒓𝒐𝒄𝒂𝒓𝒃𝒖𝒓𝒐𝒔 = 𝑣𝑜𝑙. 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 + 𝑣𝑜𝑙. 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠
𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖 + 𝑚 ∙ 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖 = 𝑉𝑟𝑜𝑐𝑎 ∙ (1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝑆𝑖, 𝑉𝑟𝑜𝑐𝑎 ∙ 𝜙 = 𝑃𝑉 → 𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑐𝑒𝑠, 𝑁𝐵𝑜𝑖 + 𝑚𝑁𝐵𝑜𝑖 = 𝑃𝑉 1 − 𝑆𝑤𝑖

13. Definición del Volumen
de Poro:
Despejando el volumen de poro (PV), tenemos:
𝑃𝑉 =
𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖 + 𝑚 ∙ 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖
1 − 𝑆𝑤𝑖
=
𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖(1 + 𝑚)
1 − 𝑆𝑤𝑖
Donde:
Swi: Saturación inicial de agua
N: Petróleo Inicial en Sitio, STB
PV: Volumen total de poro, bbl
m: relación del volumen inicial de gas en la capa de gas entre el volumen inicial de petróleo en el
reservorio, bbl/bbl.
Al tratar el PV del reservorio como un contenedor idealizado, tal como se ilustra en la
figura, la expresión de equilibrio volumétrico puede ser derivado para dar cuenta de
todos los cambios volumétricos que ocurren durante la vida productiva natural del
reservorio. La EBM se puede escribir de forma generalizada de la siguiente manera:

14. Definición del Volumen
de Poro:
𝑃𝑉 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙
𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑎 𝑃
PV ocupado por el gas
en la capa de gas a Pi
𝑃𝑉 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜
𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎 𝑃
𝑃𝑉 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠
𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝑃
𝑃𝑉 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙
𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑎 𝑃
𝑃𝑉 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑎 𝑎𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎
𝑛𝑒𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑎 𝑃
𝑐𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑒𝑛 𝑃𝑉 𝑑𝑒𝑏𝑖𝑑𝑜 𝑎 𝑙𝑎
𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑛𝑎𝑡𝑎 𝑦
𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑑𝑒𝑏𝑖𝑑𝑜 𝑎 𝑙𝑎 𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑟𝑜𝑐𝑎
𝑃𝑉 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙
𝑔𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑎 𝑃
PV ocupado por el petróleo
inicial en sitio a Pi

15. PV ocupado por el Petróleo
Inicial en Sitio:
Los nueve términos anteriores que componen la EBM se pueden determinar por separado a
partir del PVT de los hidrocarburos y propiedades de la roca, como sigue:
Donde:
N: Petróleo inicial en sitio, STB
Boi: Factor volumétrico de formación a la presión inicial del
reservorio (Pi), bbl/STB
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑜𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑖𝑜 = 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖, [𝑏𝑏𝑙
PV ocupado por el Gas en la
capa de Gas:
Donde:
m: es un parámetro adimensional y está definido como la relación del volumen de la capa de gas
y el volumen de la zona de petróleo.
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 = 𝑚 ∙ 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖, [𝑏𝑏𝑙

16. PV ocupado por el Petróleo
remanente:
PV ocupado por el Gas en la
capa de Gas:
Donde:
Np: Producción de petróleo acumulada, STB
Bo: Factor volumétrico de formación del petróleo a la presión de reservorio P,
bbl/STB
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 = 𝑁 ∙ 𝐵𝑜 − 𝑁𝑝 ∙ 𝐵𝑜 = 𝑁 − 𝑁𝑝 𝐵𝑜
A medida que la presión del reservorio cae a un nuevo nivel P, el gas en la capa del gas se expande y
ocupa un volumen mayor. Asumiendo que no se produce gas de la capa de gas mientras la presión
disminuye, el nuevo volumen de la capa del gas puede ser determinado como:
Donde:
Bgi: Factor volumétrico de formación del gas a la presión inicial del reservorio,
bbl/scf
Bg: Factor volumétrico de formación actual del gas, bbl/STB
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑝𝑎 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝑃 =
𝑚 ∙ 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖
𝐵𝑔𝑖
𝐵𝑔, 𝑏𝑏𝑙

17. PV ocupado por Gas en
Solución:
Parte del gas de solución que se ha liberado del petróleo, permanecerá en el espacio poroso
y ocupa un cierto volumen eso se puede determinar aplicando el siguiente balance de
materia en el gas de solución:
Donde:
Np: Producción de petróleo acumulado, STB
Rp: Relación Gas-Petróleo producido acumulado, scf/STB
Rsi: Solubilidad del gas a la presión inicial del reservorio, scf/STB
Rs: Solubilidad del gas actual, scf/STB
Bg: Factor volumétrico del gas actual, bbl/scf
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑃𝑉 = 𝑁 ∙ 𝑅𝑠𝑖 − 𝑁𝑝 ∙ 𝑅𝑝 − 𝑁 − 𝑁𝑝 𝑅𝑠 𝐵𝑔
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑃𝑉
= 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 − 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑜
− 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒

18. Cambio del PV debido a la expansión del
agua connata y roca:
El componente que describe la reducción en el volumen de poro debido a la expansión del
agua inicial (connataa) y la roca del reservorio, es la compresibilidad que describe como el
cambio del volumen mediante la siguiente expresión:
𝑐 = −
1
𝑉
𝜕𝑉
𝜕𝑃
𝒐 ∆𝑉 = 𝑉 ∙ 𝑐 ∙ ∆𝑃
𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝐶𝑜𝑛𝑛𝑎𝑡𝑎 = 𝑃𝑉 ∙ 𝑆𝑤𝑖 𝑐𝑤 ∙ ∆𝑃
Sustituyendo PV en la
expresión anterior:
𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑔𝑢𝑎 𝐶𝑜𝑛𝑛𝑎𝑡𝑎 =
)
𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖 ∙ (1 + 𝑚
1 − 𝑆𝑤𝑖
𝑆𝑤𝑖 𝑐𝑤 ∙ ∆𝑃
Donde:
AP: Cambio de la presión del reservorio, Pi-P
cw: Coeficiente de compresibilidad del agua,
psi-1

19. Cambio del PV debido a la expansión del
agua connata y roca:
𝐶𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑉 = 𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖(1 + 𝑚)
𝑆𝑤𝑖∙𝑐𝑤+𝑐𝑓
1−𝑆𝑤𝑖
∆𝑃
Para el cambio del volumen de poro debido a la expansión de la roca, se puede hacer un
análisis similarmente para la roca, por lo que tenemos:
Combinando ambas expansiones del agua y
la roca, se tiene:
𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑅𝑜𝑐𝑎 =
𝑁 ∙ 𝐵𝑜𝑖(1 + 𝑚)
1 − 𝑆𝑤𝑖
𝑐𝑓 ∙ ∆𝑃
𝐶𝑎𝑚𝑏𝑖𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑃𝑉 =
)
𝑁∙𝐵𝑜𝑖∙(1+𝑚
1−𝑆𝑤𝑖
𝑆𝑤𝑖 𝑐𝑤 ∙ ∆𝑃 +
𝑁∙𝐵𝑜𝑖(1+𝑚)
1−𝑆𝑤𝑖
𝑐𝑓 ∙ ∆𝑃

20. PV ocupado por la inyección de agua
y gas:
Suminedo que los volúmenes de gas (Giny) y volúmenes de agua (Winy) estan siendo
inyectados para mantener la presión del reservorio. El volumen de poro total ocupado
por estos dos fluidos inyectados se puede describir, como:
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐺𝑖𝑛𝑦𝐵𝑔𝑖𝑛𝑦 + 𝑊𝑖𝑛𝑦𝐵𝑤
Donde:
Giny: Gas inyectado acumulado, scf
Bginy: Factor volumétrico del gas inyectado,
bbl/scf
Winy: Agua inyectada acumulada, STB
Bw: Factor volumétrico del agua, bbl/STB
PV ocupado por el influjo neto de
agua:
𝐼𝑛𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 = 𝑊𝑒 − 𝑊𝑝𝐵𝑤
Donde:
We: Influjo de agua acumulativa, bbl

21. Para formular la ecuación del balance de materia, combinaremos las ecuaciones
anteriormente obtenidas:
Donde:
N: Petróleo inicial en Sitio, STB
Gp: Gas producido acumulado, scf
Np: Petróleo producido acumulado, STB
Rsi: Solubilidad del gas a la presión inicial,
scf/STB
m: Relación del ga en la capa de gas y volumen
de petróleo, bbl/bbl
Bgi: Factor volumétrico del gas a la Pi, bbl/scf
Bginy: Factor volumétrico del gas inyectado,
bbl/scf
Formulación de la
EBM:
𝑁 =
𝑁𝑝𝐵𝑜 + 𝐺𝑝 − 𝑁𝑝𝑅𝑠 𝐵𝑔 − 𝑊𝑒 − 𝑊𝑝𝐵𝑤 − 𝐺𝑖𝑛𝑦𝐵𝑔𝑖𝑛𝑦 − 𝑊𝑖𝑛𝑦𝐵𝑤
𝐵𝑜 − 𝐵𝑜𝑖 + 𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠 𝐵𝑔 + 𝑚𝐵𝑜𝑖
𝐵𝑔
𝐵𝑔𝑖 − 1 + 𝐵𝑜𝑖(1 + 𝑚)
𝑆𝑤𝑖𝑐𝑤 + 𝑐𝑓
1 − 𝑆𝑤𝑖 ∆𝑃

22. Considerando que el Gas producido acumulado, Gp puede ser expresado en términos de
la relación gas-petróleo acumulado y el petróleo producido acumulado, entonces se
tiene:
Reemplazando en la EBM:
Formulación de la
EBM:
𝑁 =
𝑁𝑝 𝐵𝑜 + 𝑅𝑝 − 𝑅𝑠 𝐵𝑔 − 𝑊𝑒 − 𝑊𝑝𝐵𝑤 − 𝐺𝑖𝑛𝑦𝐵𝑔𝑖𝑛𝑦 − 𝑊𝑖𝑛𝑦𝐵𝑤
𝐵𝑜 − 𝐵𝑜𝑖 + 𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠 𝐵𝑔 + 𝑚𝐵𝑜𝑖
𝐵𝑔
𝐵𝑔𝑖 − 1 + 𝐵𝑜𝑖(1 + 𝑚)
𝑆𝑤𝑖𝑐𝑤 + 𝑐𝑓
1 − 𝑆𝑤𝑖 ∆𝑃
𝐺𝑝 = 𝑅𝑝 ∙ 𝑁𝑝
Esta ecuacion es conocida como la Ecuación del Balance
de Materia General.

23. Una forma mas conveniente de la EBM puede ser escrita introduciendo el concepto del
factor volumétrico bifásico Bt. Esta propiedad es definida como:
Introduciendo Bt en la ecuacion de la EBM y asumiendo que no existe gas y agua
de inyección, se tiene:
Formulación de la
EBM:
𝑁 =
𝑁𝑝 𝐵𝑡 + 𝑅𝑝 − 𝑅𝑠𝑖 𝐵𝑔 − 𝑊𝑒 − 𝑊𝑝𝐵𝑤
𝐵𝑡 − 𝐵𝑡𝑖 + 𝑚𝐵𝑡𝑖
𝐵𝑔
𝐵𝑔𝑖
− 1 + 𝐵𝑡𝑖(1 + 𝑚)
𝑆𝑤𝑖𝑐𝑤 + 𝑐𝑓
1 − 𝑆𝑤𝑖
∆𝑃
𝐵𝑡 = 𝐵𝑜 + 𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠 𝐵𝑔
Donde:
Bti=Boi
Rp: Relación Gas-Petróleo producido
acumulado, scf/STB