Este documento describe tres métodos volumétricos para calcular el volumen original de hidrocarburos en un yacimiento: el método de cimas y bases, el método de isopacas y el método de isohidrocarburos. Explica cómo se definen los límites físicos y convencionales de un yacimiento y describe los pasos para aplicar cada método volumétrico, incluido cómo calcular el volumen de roca, aplicar factores de saturación e hidrocarburos, y obtener el volumen original de hidrocarburos.

2. CÁLCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A
CONDICIONES DE YACIMIENTO POR MÉTODOS VOLUMÉTRICOS O
DIRECTOS
Introducción
Existen varios métodos para determinar el volumen original de hidrocarburos a condiciones
del yacimiento, los más comunes son:
- Método de cimas y bases.
- Método de isopacas.
- Método de iso-hidrocarburos.
Para la aplicación de los métodos volumétricos es necesario primero fijar los límites que
tendrá el yacimiento.

3. Límites de yacimientos:
Para el cálculo del volumen original de hidrocarburos promedio de los
métodos volumétricos no siempre se tienen o conocen los límites hasta
donde debe ser calculado el volumen, ante lo anterior se han definido
diferentes tipos de límites los cuales son:
Límites físicos:
Están definidos por la acción geológica (falla, discordancia, disminución de
permeabilidad, etc.), por el contacto agua-hidrocarburos, disminución de
saturación de hidrocarburos, porosidad o por el efecto combinado de ellos.

4. Límites convencionales
Están de acuerdo a normas o criterios establecidos por expertos en la estimación
de reservas en las diferentes regiones; por lo cual no son únicas y los mismos
criterios pueden ser representativos para un grupo y no para otros,
adicionalmente estos criterios pueden cambiar de acuerdo a la disposición de
nueva información obtenida durante el desarrollo de la exploración del
yacimiento, algunos de los criterios son:
1.-Los límites físicos obtenidos a través de mediciones confiables como pruebas
de presión-producción, modelos geológicos, etc. tendrán mayor confiabilidad
que cualquier límite convencional.
2.-Si el límite físico del yacimiento se estima esta presente a una distancia mayor
de un espaciamiento entre pozos, de los pozos situados mas al exterior, se fijará
como límite convencional la poligonal formada por las tangentes a las
circunferencias.

5. 3.- En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia
menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el límite físico se
estimará a partir de los datos disponibles y en ausencia de ellos, a la
mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozo
productor mas cercano a él.
Límites convencionales

6. 4.- En el caso de tener un pozo a una
distancia de dos espaciamientos,
este deberá tomarse en cuenta para
el trazo de la poligonal que define el
área probada.
Cuando no se demuestra la continuidad del
yacimiento entre pozos vecinos, la reserva
se calculará para cada pozo considerándolo
como pozo aislado.
Para la estimación de las reservas de un
yacimiento se tomará como área probada la
limitada físicamente y de no existir esta, se
utilizará la limitada convencionalmente.
Límite físico
Límite convencional
Límites convencionales

7. MÉTODO DE CIMAS Y BASES
Este método tiene como base la configuración de mapas con curva de igual
profundidad tanto de las cimas como las bases de la formación, para cuya
preparación es necesario disponer de planos con las localizaciones de todos los
pozos que constituyen el campo de estudio. Por medio de registros geofísicos,
se puede determinar la cima y la base de la formación productora para cada
uno de los pozos.
En el plano de localización de los pozos se anotan en cada uno de ellos la
profundidad de la cima y de la base de la formación correspondiente (tabla
III.2) y se hace la configuración por la interpolación o extrapolación de datos
para tener curvas con valores cerrados, tal como se observa en la fig. III.3.

8. Procedimiento de cálculo.
• Las áreas encerradas por las diferentes curvas se miden con la ayuda de
un planímetro o usando fórmulas de integración numérica conocidas.
• Los valores encontrados se anotan en la tabla III.3, columna (2). En la
misma tabla aparecen las áreas convertidas a dimensiones reales.
• En la fig. III.4, aparece una gráfica cuyas ordenadas están en las
profundidades de las cimas y bases que fueron anotadas en la columna (1)
de la tabla III.3 y en las abscisas de las áreas del terreno anotadas en las
columnas (2) y (3) de la misma tabla.

9. • Se determina el área delimitada por los perfiles de cimas y bases, tomando en
cuenta el caso en que exista un contacto agua-aceite como en el ejemplo.
• El valor encontrado se multiplica por la escala gráfica para obtener de esta
forma, el volumen bruto de roca, que al multiplicarse por la porosidad media
de la formación y la saturación media de hidrocarburos, da aproximadamente
el volumen de hidrocarburos que se trata conocer; si se conoce el valor de
compresibilidad del yacimientos, el volumen de hidrocarburos se deberá
multiplicar por dicho factor para obtener un valor más real, ya que de otra
manera se estaría considerando que no existen intercalaciones compactas.
Procedimiento de cálculo.

10. Procedimiento de cálculo.

11. • Ya que tenemos el valor del volumen de roca, lo multiplicamos por el valor
de saturación de hidrocarburos promedio y la porosidad del yacimiento,
así como el factor de volumen de aceite:
• Si la Swi=0.20, ø=0.15 y Boi=1.20
• El volumen original de hidrocarburos es de 26.61x106 [m3@CY]
]
@
[
10
61
.
26
)
15
.
0
)(
20
.
0
1
(
10
75
.
221
)
1
(
3
6
6
CY
m
x
Vo
NBoi
x
Vo
Swi
Vr
Vo





 
Procedimiento de cálculo.

12. MÉTODO DE ISOPACAS.
Este método, al igual que el de cimas y bases, , se emplea para
determinar el volumen de roca de un yacimiento, con el cual se puede
obtener junto con los valores correspondientes de saturaciones, el
volumen original de hidrocarburos.
El método de isopacas tiene como base la configuración de una mapa
con curvas de igual espesor de formación, para cuya preparación se
tiene que disponer de un plano con las localizaciones de todos los
pozos que constituyen el campo en estudio.

13. PROCEDIMIENTO DEL CÁLCULO.
Se anota cada uno de ellos con el espesor neto de la formación y se hace la
configuración por interpolación o extrapolación de datos para obtener
curvas con valores cerrados, tal como se observa en la fig, que es un plano de
isopacas para un campo hipotético que se toma como ejemplo.

14. • Las áreas encerradas por las diferentes curvas se miden, con ayuda de un
planímetro o usando fórmulas de integración numérica o por cualquier otro
método conocido. Los valores encontrados se notan en la Tabla III.1, columna (4).
En la misma tabla aparecen los espesores y las áreas convertidas a dimensiones
reales.
Procedimiento de cálculo.

15. • En la Fig. III.2, aparece una gráfica en cuyas ordenadas están los espesores
netos de la formación que fueron anotados en la columna (3) de la Tabla III.1 en
las abscisas, las áreas del terreno anotadas en la columna (5) de la misma tabla.
Procedimiento de cálculo.

16. Procedimiento de cálculo.

17. • Ya que tenemos el valor del volumen de roca, lo multiplicamos por el valor de
saturación de hidrocarburos promedio y la porosidad del yacimiento, así como
el factor de volumen de aceite:
• Si la Swi=0.18, ø=0.12 y Boi=1.18
• El volumen original de hidrocarburos es de 96.03x106 [m3@CY]
]
@
[
10
03
.
96
)
12
.
0
)(
18
.
0
1
(
10
976
)
1
(
3
6
6
CY
m
x
Vo
NBoi
x
Vo
Swi
Vr
Vo





 
Procedimiento de cálculo.

18. El método de Isohidrocarburos o Isoíndices de hidrocarburos tiene gran similitud
con el de isopacas, pero proporciona resultados más aproximados. También se
parte de la construcción de un plano, en este caso de isohidrocarburos. Al igual
que el de isopacas, en cada uno de los pozos se anota el valor del índice de
hidrocarburos obtenido a partir de un análisis de registros eléctricos.
“Índice de hidrocarburos” de un pozo es el producto del espesor de la formación
por su porosidad y por la saturación de hidrocarburos, es decir:








roca
m
CY
HC
m
Swi
h
Ihc 2
3
@
)
1
(

Físicamente, el índice de hidrocarburos es una medida del volumen de
hidrocarburos, a condiciones del yacimiento, que existe en la roca proyectada
sobre un área de un metro cuadrado [m2] de yacimiento.
Al ponderar estos índices con las áreas respectivas, como se indica en el siguiente
ejemplo, se podrá obtener el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento.
METODO DE ISOHIDROCARBUROS.
.

19. IV.5.1 Procedimiento de cálculo.
• A partir de los datos de los pozos se obtiene la Tabla III.4. La configuración
correspondiente de iso-hidrocarburos está en la Fig. III.5*.
* Están fuera de escala
METODO DE ISOHIDROCARBUROS.
.

20. • Con los datos anteriores se construye la Fig. III.6*, se puede obtener el
volumen de hidrocarburos a condiciones de yacimiento midiendo el área bajo
la curva entre la abscisa cero y la abscisa de área máxima.
* Están fuera de escala
METODO DE ISOHIDROCARBUROS.
.

21. ]
[
10
2
.
52
@ 3
6
m
x
CY
VHC 
Por tanto, el volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimientos será:
METODO DE ISOHIDROCARBUROS.
.

22. DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD Y
SATURACION DE AGUA MEDIOS
Los valores de la porosidad y saturación de agua en nuestras formaciones no son
los mismos en todos los puntos, recordemos que para el caso de las rocas
sedimentarias, los sedimentos son depósitos que tienen diferente forma y
tamaño dependiendo el medio en el que fueron depositados y la energía de
dicho medio, por lo anterior en nuestro yacimiento tendremos diferentes valores
de, Sw y So y siendo aun mas rigurosos, dentro de nuestro pozo tendremos
diferentes valores de estas propiedades, sin embargo para muchos de los
cálculos utilizados en nuestros estudios requerimos de un solo valor que sea
representativo.

23. Por pozo
Los valores de porosidad y saturación de agua obtenidos del análisis de los
registros geofísicos de explotación o de núcleos deben ponderarse con
respecto al espesor para definir los valores medios de la formación en
estudio:
Donde:
j –identificador del pozo
i –identificador intervalo
nc- números total de intervalos
Øi – porosidad de intervalos
hi – espesor neto del intervalo
(Sw)- saturación de agua intervalos






 nc
i
i
i
nc
i
i
i
i
j
h
h
1
1








 nc
i
i
i
nc
i
i
i
i
w
W
h
h
S
S j
1
1
)
(
DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD Y
SATURACION DE AGUA MEDIOS

24. IV.7.1 Ejemplo
Determinar la porosidad y saturación media de agua de una formación asociada al pozo “j”, para el
que se obtuvieron los siguientes datos:
Profundidad
(mbMR)
hn
(m)
Ø
(fracción)
Sw
(fracción)
3800-3805 5 0.1 0.28
3805-3807.5 2.5 0.5 0.34
3807.5-3810 2.5 0.2 0.19
3810-3820 10 0.15 0.23
3820-3825 5 0.05 0.33
DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD Y
SATURACION DE AGUA MEDIOS

25. Sustituyendo en las ecuaciones ya vistas y que se mencionan nuevamente en
seguida:
De la misma manera para la saturación de agua:
115
.
0
25
875
.
2
0
.
25
25
.
0
50
.
1
50
.
0
125
.
0
50
.
0
5
10
5
.
2
5
.
2
5
)
05
.
0
5
(
)
15
.
0
10
(
)
20
.
0
5
.
2
(
)
05
.
0
5
.
2
(
)
10
.
0
5
(


















j
j
x
x
x
x
x


267
.
0
25
675
.
6
0
.
25
65
.
1
30
.
2
475
.
0
25
.
0
40
.
1
5
10
5
.
2
5
.
2
5
33
.
0
5
23
.
0
10
19
.
0
5
.
2
34
.
0
5
.
2
28
.
0
5


















j
j
w
S
x
x
x
x
x
w
S
DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD Y
SATURACION DE AGUA MEDIOS

26. DETERMINACION DE LA POROSIDAD Y SATURACIÓN
MEDIA POR YACIMIENTO
En realidad existen varias formas de obtener los valores medios de los parámetros de
un yacimiento donde todos ellos tienen valores diferentes. La que proporciona la
mayor aproximación es la ponderación volumétrica. Sin embargo, la más común es la
ponderación areal, lo anterior debido principalmente a la certidumbre en el
conocimiento la información.
Promedio aritmético
Para el calculo de este promedio solo es necesario tener disponibles los valores, su
cálculo el más simple y es en el que se puede incurrir en el mayor error, para este
cálculo solo es necesario sumar todos los valores disponibles y dividido entre el
numero de valores.
n
Sw
Sw
n
j
j
j





1
n
n
j
i
i




 1



27. Promedio areal
1. En un plano de localizaciones del campo se anota para cada pozo el dato o
parámetro que se va a ponderar.
2. Mediante interpolación o extrapolación lineal se definen puntos de igual
valor, los que al ser unidos darán curvas de igual valor (isoporosidades,
isosaturaciones, isobaras, isotermas, etc.)
3. Se define el limite del área del yacimiento; se trazan los limites físicos, si los
hay, y después los límites convencionales. Estos se definen trazando
circunferencia en los pozos exteriores, uniendo estas circunferencias con
tangentes o de acuerdo a los criterios que los expertos en reservas
definen.

28. 4. Se planimetría el área encerrado por cada curva, con los datos obtenidos se
forma una tabla como se ve en paginada.
5. Con los valores de la tabla anterior se construye una grafica en lo cual en el
eje de las abscisas se anota los valores de las áreas en el de las ordenadas
los valores del parámetro en estudio.
6. Se planimetría el área encerrado por la gráfica.
I so…..
Area
(cm²p)
Val.
mayor 0
- -
- -
- -
- -
- -
- -
o
Area
Limite

29. 7. Se determina el valor medio del parámetro en estudio con la siguiente
expresión.
Donde:
V: valor medio del parámetro en estudio.
Ag : área de la grafica (cm2
g)
Al : área límite del yacimiento (cm2
p)
(Eg)y : segundo termino de la escala del eje las ordenadas
(Eg)x : segundo termino de la escala del eje de las abscisas.
Donde n = número de áreas en que se dividió el yacimiento.
   x
Eg
y
Eg
Al
Ag
V 







 n
j
j
j
j
n
j
j
j
A
A
Sw
Sw
1







 n
j
j
j
n
j
j
j
j
A
A
1
1



30. IV.8.3 Promedio Volumétrico
El promedio de cálculo para este método es muy similar al obtenido por
medio del areal, la única diferencia consiste en ponderar las áreas por
medio del espesor de la formación.
Donde:
n = número de volúmenes considerados.






 n
i
i
j
j
n
i
i
j
j
j
h
A
h
A
1
1


 






 n
j
j
j
j
n
j
j
j
j
j
h
A
h
A
Sw
w
S
1
1

31. V. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE
HIDROCARBUROS
• Al volumen de hidrocarburos, evaluados a condiciones de superficie,
originalmente en las rocas del subsuelo se le conoce como recursos
petroleros. Dentro de esta definición, a las cantidades estimadas en un
principio, se les denomina volumen original total de aceite, el cual puede
estar descubierto o no descubierto y a sus porciones recuperables se les
denomina recursos prospectivos, recursos contingentes o reservas.
• En consecuencia, el concepto de reservas constituye una parte una parte
de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, son recuperables
y comercialmente explotables.

32. V.1 Recursos petroleros
En la figura 4.1 se observa que existen estimaciones bajas, centrales y
altas para los recursos y para las reservas también, denominándose
probada, probada más probable, y probada más probable más posible.
El rango de incertidumbre ilustrado a la izquierda de esta figura
enfatiza que, el conocimiento que se tiene de los recursos, o de las
reservas, es imperfecto, y por ello, se generan diferentes estimaciones
obedeciendo a diferentes expectativas. La producción que se ve hacia
la derecha es el único elemento de la figura en donde la incertidumbre
no aparece; ésta ha sido medida, comercializada y transformada en un
ingreso.

33. La figura 4.1 muestra la clasificación de recursos e incluye, naturalmente
a las reservas

34. V.1.1 Volumen original de hidrocarburos total
• El volumen original de hidrocarburos total es la cuantificación de todas las
acumulaciones de hidrocarburos naturales que se estima existen. Este
volumen incluye a las acumulaciones conocidas, económicas o no,
recuperables o no.
• Todas las cantidades del volumen de hidrocarburos total pueden ser recursos
potencialmente recuperables, ya que la estimación de la parte que se espera
recuperar depende de la incertidumbre asociada, y también de circunstancias
comerciales, de la tecnología usada y de la disponibilidad de información. Por
consiguiente, una porción de aquellas cantidades clasificadas como no
recuperables pueden transformarse, en el futuro, en recursos recuperables si
por ejemplo, las condiciones comerciales cambian, o si nuevos desarrollos
tecnológicos ocurren, o si datos adicionales son adquiridos.

35. Volumen original de hidrocarburos no descubierto
• Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una fecha dada, de acumulaciones
que todavía no se descubren pero que han sido inferidas. Al estimado de la
porción potencialmente recuperable del volumen original de hidrocarburos no
descubierto se le define como recurso prospectivo.
Volumen original de hidrocarburos descubierto
• Es la cantidad de hidrocarburos estimada, a una fecha dada, alojada en
acumulaciones conocidas más la producción de hidrocarburos obtenida de las
mismas. El volumen original descubierto puede ser clasificado como económico
y no económico. Una acumulación es económica cuando hay generación de
valor como consecuencia de la explotación de sus hidrocarburos. Asimismo, la
parte que es recuperable, dependiendo de que si es económica o no, se
denomina reserva y recurso contingente, respectivamente.

36. Recursos prospectivos
• Es la cantidad de hidrocarburos estimada, a una fecha
dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero
han sido inferidas, y que se estiman potencialmente
recuperables. La cuantificación de los recursos
prospectivos está basada en información geológica y
geofísica del área de estudio y en analogías con áreas
donde el volumen original de hidrocarburos ha sido
descubierto, y en ocasiones hasta producido. Al considerar
el nivel de incertidumbre, la magnitud de éstos puede
corresponder a una estimación baja, central o alta.

37. Recursos contingentes
• Son aquellas cantidades de hidrocarburos, estimadas, a
una fecha dada; que potencialmente son recuperables de
acumulaciones conocidas pero que, bajo las condiciones
económicas de evaluación a esa misma fecha, no se
consideran comercialmente recuperables. Los recursos
contingentes pueden incluir, por ejemplo,
descubrimientos alejados de las instalaciones de proceso,
acumulaciones donde no exista un mercado para
comercializar lo producido, o donde la recuperación
deseada de hidrocarburos depende del desarrollo de
nuevas tecnologías, o donde la evaluación de la
acumulación no se ha concluido.

38. V
Reservas
• Se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos
que se prevé serán recuperadas comercialmente de
acumulaciones conocidas a una fecha dada. Todas las
reservas estimadas involucran algún grado de
incertidumbre. La incertidumbre depende
principalmente de la cantidad y la calidad de la
información geológica, geofísica, petrofísica y de
ingeniería, así como de su disponibilidad al tiempo de
estimación e interpretación de ésta información.

39. V.
Reservas probadas
• Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a
condiciones atmosféricas, y bajo condiciones
económicas y de operación existentes, en una fecha
específica, que se estima serán comercialmente
recuperables con certidumbre razonable, cuya
extracción cumple con las normas gubernamentales
establecidas, y que han sido identificados por medio del
análisis de información geológica y de ingeniería.

40. V.
Reservas probables
• Son aquellas reservas en donde el análisis de la
información geológica y de ingeniería de estos
yacimientos sugiere que son más factibles de
ser comercialmente recuperables, que de no
serlo. Si se emplean métodos probabilísticos
para su evaluación, habrá una probabilidad de
al menos 50% de que las cantidades a recuperar
sean iguales o mayores que la suma de las
reservas probadas más probables.

41. V.
Reservas posibles
• Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya
información geológica y de ingeniería sugiere
que es menos segura su recuperación comercial
que las reservas probables. De acuerdo con esta
definición, cuando son utilizados métodos
probabilísticos, las suma de las reservas
probadas más probables más posibles tendrá al
menos una posibilidad de al menos una
posibilidad de 10% de que las cantidades
realmente recuperadas sean iguales o mayores.

42. En resumen:
• Reservas Probadas: Son las reservas de petróleo
técnicamente extraíble (con la tecnología disponible) y
económicamente rentable (al tiempo de extracción).
• Reservas probables: Estimado de las reservas de aceite
y/o gas en base a estructuras penetradas, pero
requiriendo confirmación más avanzada para
podérseles clasificar como reservas probadas.
• Reservas Posibles: Estimado de reservas de aceite o gas
que se infiere en base a datos geológicos o de
ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.

43. México
Prospección de Reservas en México
México 2025, Luzbel Napoleón Solórzano, Enero-18-2007, Especialidad: Ingeniería Petrolera.