El documento describe los conceptos de reservas de petróleo, recursos petroleros y factores que afectan la estimación de reservas. Las reservas de petróleo son la cantidad que puede extraerse técnicamente a un costo viable, mientras que los recursos incluyen todo el petróleo recuperable sin importar el costo. Solo una fracción del petróleo total en un yacimiento, llamado petróleo in situ, puede considerarse reservas debido a limitaciones tecnológicas y características del yacimiento.

2. LAS RESERVAS DE PETRÓLEO indican la cantidad de petróleo crudo que
puede extraerse del subsuelo técnicamente a un costo que es
financieramente factible al precio actual del petróleo. Por lo tanto, el
volumen de las reservas cambiará con el precio del petróleo, a diferencia de
LOS RECURSOS PETROLEROS, que incluyen todo el petróleo que puede
recuperarse técnicamente a cualquier precio
Mapa de las reservas de
petróleo del mundo en el 2013

3. La cantidad total estimada de petróleo en un reservorio de petróleo, que
incluye tanto el petróleo producible como el no producible, se denomina
PETRÓLEO IN SITU.

4. Sin embargo, debido a las características y limitaciones de
los yacimientos en las tecnologías de extracción de petróleo,
solo una fracción de este petróleo puede llevarse a la
superficie, y es solo esta fracción producible la que se
considera reservas. La relación de reservas con respecto a la
cantidad total de petróleo en un reservorio particular se
llama FACTOR DE RECUPERACIÓN. La determinación de un
factor de recuperación para un campo determinado depende
de varias características de la operación, incluido el método
de recuperación de petróleo utilizado (recuperación primaria,
recuperación secundaria y recuperación terciaria) y los
desarrollos tecnológicos empleados en casos de
levantamiento artificial. Así mismo cabe resaltar que durante
la recuperación primeria los diferentes métodos de empuje
predominantes en el yacimiento afectaran a este factor de
recobro.

5. Según los datos de la OPEP “Organización de Países Exportadores de
Petróleo” a principios de 2013, las reservas probadas de petróleo más altas,
incluidos los yacimientos de petróleo no convencionales, se encuentran en
Venezuela (20% de las reservas mundiales), Arabia Saudita (18% de las
reservas mundiales), Canadá (13% de las reservas mundiales) e Irán (15%)

6. Todas las estimaciones de reservas implican incertidumbre, dependiendo de
la cantidad de datos geológicos y de ingeniería confiables disponibles y la
interpretación de esos datos. El grado relativo de incertidumbre puede
expresarse dividiendo las reservas en dos clasificaciones principales:
"comprobadas" (o "demostradas") y "no comprobadas" (o "no
demostradas"). Las reservas no comprobadas pueden dividirse en dos
subcategorías: "probables" y "posibles", para indicar el grado relativo de
incertidumbre acerca de su existencia. Las definiciones más comúnmente
aceptadas de estos se basan en las aprobadas por la Sociedad de Ingenieros
de Petróleo (SPE) y el Consejo Mundial del Petróleo (WPC) en 1997.

7. Las reservas probadas son aquellas
reservas que se afirma poseen una
certeza razonable (normalmente por
lo menos 90% de certeza) de ser
extraíbles bajo las condiciones
económicas y políticas existentes, con
la tecnología existente. Los
especialistas de la industria lo
denominan "P90" (o sea se tiene una
certeza del 90% de que es
conseguible). Las reservas
comprobadas en la industria se las
denomina "1P".

8. Las reservas probadas son subdivididas en "probadas
desarrolladas" (PD del inglés "proven developed") y
"probadas no desarrolladas" (PUD del inglés "proven
undeveloped" ). Las reservas PD son reservas que se
pueden extraer con los pozos y perforaciones existentes,
o de reservorios adicionales con mínimas inversiones
adicionales (costos de operación). Las reservas PUD
requieren el realizar inversiones de capital adicionales
(por ejemplo perforar nuevos pozos) para extraer el
petróleo.

9. Las reservas no probadas se basan en datos geológicos y/o de
ingeniería similares a los utilizados en las estimaciones de
reservas probadas, pero las incertidumbres técnicas,
contractuales o regulatorias impiden que dichas reservas se
clasifiquen como probadas. Las reservas no probadas pueden ser
utilizadas internamente por compañías petroleras y agencias
gubernamentales para fines de planificación futura, pero no se
compilan de manera rutinaria. Se subclasifican en probables y
posibles.

10. Las reservas probables se atribuyen a acumulaciones conocidas y reclaman un nivel de
certeza de recuperación del 50%. Los especialistas de la industria se refieren a estas como
"P50" (es decir, que tienen un 50% de certeza de ser producidos). La suma de las reservas
comprobadas más probables también se conoce en la industria como "2P" (probadas más
probables).
Las reservas posibles son aquellas acumulaciones de petróleo conocidas de las que se
posee menos certeza de que sean extraíbles que las reservas probables. A menudo este
término es utilizado para reservas que se estima poseen por lo menos una certeza del 10%
de ser extraíbles ("P10"). Los criterios para clasificar las reservas como posibles incluyen
diversas interpretaciones de la geología, reservas no extraíbles a los precios actuales del
mercado, incerteza en lo que respecta a flujos de reposicion de la reserva (por ejemplo
desde áreas petroleras adyacentes) y reservas proyectadas basadas en métodos de
recuperación futuros. El volumen total de la suma de reservas comprobadas, probables y
posibles se denomina "3P" (comprobadas más probables más posibles)

11. Los recursos contingentes son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a partir de una
fecha dada, para ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero los
proyectos aún no se consideran lo suficientemente maduros para el desarrollo comercial
debido a una o más contingencias. Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo,
proyectos para los cuales no hay mercados viables, o donde la recuperación comercial
depende de tecnologías en desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es
insuficiente para evaluar claramente la comercialidad.
Los recursos prospectivos son aquellas cantidades de petróleo estimadas, en una fecha
determinada, para ser potencialmente recuperables de acumulaciones "no descubiertas"
mediante la aplicación de futuros proyectos de desarrollo. Los recursos prospectivos
tienen tanto una probabilidad asociada de descubrimiento como una posibilidad de
desarrollo.
Los recursos al igual que las reservas son acumulaciones de hidrocarburos estimadas en
áreas conocidas o por descubrir las cuales no son económicamente factibles desarrollar.

12. DESARROLLADAS NO DESARROLLADAS PROBABLES POSIBLES
RECURSOS TOTALES
NO PROBADAS
PROBADAS RECURSOS
CONTINGENTES
RECURSOS
PROSPECTIVOS
INCREMENTO
EN
EL
GRADO
DE
LA
CAPACIDAD
TEGNOLOGICA
DE
RECUPERACION
E
C
O
N
O
M
I
C
O
RESERVAS
INCERTIDUMBRE ECONOMICA
RECURSOS
INCREMENTO
EN
EL
GRADO
DE
LA
CAPACIDAD
TEGNOLOGICA
DE
RECUPERACION
AUMENTO EN LA INFORMACION GEOLOGICA
S
U
B
E
C
O
N
O
M
I
C
O
INCERTIDUMBRE ECONOMICA
RECURSOS
RECURSOS

13. La cantidad de petróleo en un reservorio subterráneo se denomina "petróleo in situ" (por
sus siglas en inglés OIP: Oil in Place).Solo una fracción de este petróleo puede recuperarse
de un reservorio. Esta fracción se denomina "factor de recuperación". La porción que se
puede recuperar se considera una reserva. La parte que no es recuperable no se incluye a
menos y hasta que se implementen métodos para producirla. Los métodos de estimación
de reservas son los siguientes:
• MÉTODO VOLUMÉTRICO
• MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES
• MÉTODO DE LA CURVA DE DISMINUCIÓN DE PRODUCCIÓN
• SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS

14. Los métodos volumétricos intentan determinar la cantidad de petróleo en el sitio a partir
de estimaciones del tamaño del reservorio y de las propiedades físicas de sus rocas y
fluidos. Luego se define un factor de recuperación, a partir de suposiciones y el
conocimiento que se tenga de campos petroleros de características similares. El OIP (o GIP
en caso de gas) es multiplicado por el factor de recuperación para obtener finalmente el
tamaño de la reserva. Los factores de recuperación actuales de los campos petroleros en
distintas partes del mundo oscilan entre el 10 y el 60 %; algunos llegan a ser más del 80 %.
VENTAJAS:
• REQUIERE POCA INFORMACIÓN.
• PUEDE REALIZARSE TEMPRANO EN LA VIDA DEL YACIMIENTO.
DESVENTAJAS
• SE REQUIERE ASUMIR DATOS PROMEDIOS ( FR, Swi, etc.)

15. 𝑃𝑂𝐸𝑆 =
7758 𝐴 ℎ ∅ ( 1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝐵𝑜𝑖
𝑅𝐸𝑆 = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∗ 𝐹𝑅𝑝
Donde:
POES= PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (BBLS)
7758= FACTOR DE CONVERSÓN (BARRILES/ACRE-PIE)
A= ÁREA DE DRENAJE (ACRES)
H= ESPESOR PROMEDIO DE LA FORMACIÓN (PIES)
∅=POROSIDAD (%)
Swi= SATURACIÓN IRREDUCIBLE DEL AGUA DE LA ROCA
Boi= FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (BBLS CONDICIONES DE YACIMIENTO/ BBLS
CONDICIONES DE SUP)
RES= RESERVAS DE PETRÓLEO (BBLS)
FR= FACTOR DE RECUPERACIÓN

16. 𝐺𝑂𝐸𝑆 =
43560 𝑃 𝐴 ℎ ∅ ( 1 − 𝑆𝑤𝑖)
𝑍 𝑇
𝑅𝐸𝑆 = 𝐺𝑂𝐸𝑆 ∗ 𝐹𝑅𝑔
Donde:
GOES= GAS ORIGINAL EN SITIO (MMPC)
P= PRESIÓN DE YACIMIENTO (PSIA)
A= ÁREA DE DRENAJE (ACRES)
H= ESPESOR PROMEDIO DE LA FORMACIÓN (PIES)
∅=POROSIDAD (%)
Swi= SATURACIÓN IRREDUCIBLE DEL AGUA DE LA ROCA
Z= FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS
T= TEMPERATURA DEL GAS (°R)
RES= RESERVAS DE GAS (MMPC)
FR= FACTOR DE RECUPERACIÓN

17. El método de balance de materiales para un campo
petrolero utiliza una ecuación que relaciona los
volúmenes de petróleo, agua y gas que se han
producido a partir de un yacimiento y el cambio en
la presión del yacimiento para calcular la cantidad
de petróleo restante. Se supone que, a medida que
se extraen fluidos desde el reservorio, habrá un
cambio en la presión del reservorio que depende del
volumen restante de petróleo y gas. El método
requiere un análisis exhaustivo de presión-volumen-
temperatura y un historial de presión preciso del
campo. Requiere cierta producción (típicamente del
5% al 10% de la recuperación final), a menos que se
pueda usar un historial de presión confiable de un
campo con características similares de roca y fluido.

18. Utiliza datos de producción para ajustar una curva de
disminución y estimar la producción futura de petróleo.
Las tres formas más comunes son exponencial,
hiperbólica, y armónica. Se supone que la producción
disminuirá siguiendo una curva suave, y por ello se
deben hacer ciertas reservas para paradas del pozo por
mantenimiento y restricciones en la producción. La
curva puede ser expresada mediante una ecuación
matemática o mediante su dibujo en un gráfico para
estimar la producción futura. Posee la ventaja de
(implícitamente) incluir los efectos de todas las
características del reservorio. Para su construcción es
preciso disponer de suficientes registros históricos como
para tener una tendencia estadísticamente relevante
para ajustar la curva, idealmente cuando la producción
no se encuentra limitada por condiciones regulatorias y
otras condiciones exógenas.