Este documento describe el método volumétrico para estimar las reservas de hidrocarburos originalmente en sitio. El método involucra determinar el volumen de roca en el yacimiento, la porosidad, saturación de agua y espesor neto para calcular el volumen inicial de petróleo o gas. También se debe estimar la eficiencia de recobro considerando factores como el mecanismo de empuje, propiedades de la roca y experiencia en yacimientos análogos para obtener la estimación final de reservas. Se presentan e

1. IG. YULEISY CRISTIA CAÑIZARES
Escuela de Ingeniería de Petróleo –
MÉTODO VOLUMÉTRICO
El método volumétrico permite la estimación del hidrocarburo original en s
determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de
la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca.
combinación de mapas (isópaco-estructural,
yacimientos, así como estimados de la fracción que se espera recuperar comercialmente (eficiencias de
recobro) de ese volumen total inicial en sitio.
o Estimación de hidrocarburos originalmente en sitio.
o Identificación de áreas adicionales para desarrollar.
DETERMINACIÓN DE RESERVAS APLICANDO EL MÉTODO VOLUMÉTRICO
Éste método será aceptable para el cálculo de reservas en las etapas tempranas de desarrollo del
yacimiento, cuando se posee información
mapas estructurales e isópacos del yacimiento o área en estudio
El Método Volumétrico es el adoptado
método oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar
método.
La fracción de hidrocarburos originalmente en sitio que es comercialmente recuperable puede ser
estimada usando una combinación con el
estimar reservas de hidrocarburos cuando la información básica del yacimiento no ha sido defin
para compensar esta falta de información se usan los datos de yacimientos, pozos o áreas con
características geológicas, petrofísicas y de ingeniería análogas. Una debilidad del método por analogía
es que es el menos exacto, por lo que se utiliza en
en combinación con el método volumétrico.
Cuando la configuración geológica es compleja (es decir, una estructura caracterizada por numerosas
fallas y/o estratigráficamente compleja) el método volumétrico
confiable de las reservas hasta que haya producción histórica del área o yacimiento en estudio.
En principio, el método volumétrico involucra:
o Suponer un volumen de drenaje aproximadamente igual a la superficie desarrollada
multiplicarlo por el espesor promedio de la arena neta petrolífera o gasífera según el caso.
CRISTIA CAÑIZARES
– UDO Monagas
UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
rico permite la estimación del hidrocarburo original en s
determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de
la roca y la fracción de hidrocarburos presentes en los poros de dicha roca.
estructural, estratigráfico), el análisis petrofísico y de ingeniería de
yacimientos, así como estimados de la fracción que se espera recuperar comercialmente (eficiencias de
recobro) de ese volumen total inicial en sitio. El método tiene como objetivo:
hidrocarburos originalmente en sitio.
Identificación de áreas adicionales para desarrollar.
DETERMINACIÓN DE RESERVAS APLICANDO EL MÉTODO VOLUMÉTRICO
Éste método será aceptable para el cálculo de reservas en las etapas tempranas de desarrollo del
yacimiento, cuando se posee información precisa del subsuelo y sísmica, para así poder preparar
mapas estructurales e isópacos del yacimiento o área en estudio.
El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo
ficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro
originalmente en sitio que es comercialmente recuperable puede ser
estimada usando una combinación con el método por analogía; el cual es un método aceptado para
estimar reservas de hidrocarburos cuando la información básica del yacimiento no ha sido defin
para compensar esta falta de información se usan los datos de yacimientos, pozos o áreas con
características geológicas, petrofísicas y de ingeniería análogas. Una debilidad del método por analogía
es que es el menos exacto, por lo que se utiliza en las etapas tempranas de desarrollo del yacimiento,
en combinación con el método volumétrico.
Cuando la configuración geológica es compleja (es decir, una estructura caracterizada por numerosas
fallas y/o estratigráficamente compleja) el método volumétrico generará una estimación poco
confiable de las reservas hasta que haya producción histórica del área o yacimiento en estudio.
En principio, el método volumétrico involucra:
Suponer un volumen de drenaje aproximadamente igual a la superficie desarrollada
multiplicarlo por el espesor promedio de la arena neta petrolífera o gasífera según el caso.
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YACIMIENTO I
UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
rico permite la estimación del hidrocarburo original en sitio a partir de la
determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la capacidad de almacenamiento de
Este método utiliza
estratigráfico), el análisis petrofísico y de ingeniería de
yacimientos, así como estimados de la fracción que se espera recuperar comercialmente (eficiencias de
Éste método será aceptable para el cálculo de reservas en las etapas tempranas de desarrollo del
precisa del subsuelo y sísmica, para así poder preparar
Petróleo y Minería como
apoyados por cualquier otro
originalmente en sitio que es comercialmente recuperable puede ser
; el cual es un método aceptado para
estimar reservas de hidrocarburos cuando la información básica del yacimiento no ha sido definida y
para compensar esta falta de información se usan los datos de yacimientos, pozos o áreas con
características geológicas, petrofísicas y de ingeniería análogas. Una debilidad del método por analogía
las etapas tempranas de desarrollo del yacimiento,
Cuando la configuración geológica es compleja (es decir, una estructura caracterizada por numerosas
generará una estimación poco
confiable de las reservas hasta que haya producción histórica del área o yacimiento en estudio.
Suponer un volumen de drenaje aproximadamente igual a la superficie desarrollada (en acres) y
multiplicarlo por el espesor promedio de la arena neta petrolífera o gasífera según el caso.

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o La estimación del factor de recobro
método por analogía.
El estimado de reservas será entonc
a ser drenado.
En la práctica, la estimación de las reservas involucra suponer
utilizando analogía con yacimientos similares que poseen las mismas fuentes
deberá estimar la eficiencia de recobro atribuible a dichos mecanismos de empuje.
La siguiente tabla indica rangos amplios de eficiencias o factores finales de recobro observados para
distintos tipos de yacimientos y sus mecanismos
Mecanismo de empuje
Eficiencia de recobro esperada
Yacimientos de
Petróleo
Expansión del petróleo y
compresibilidad de la roca
Expansión del gas
Gas en solución 10 a 30
Capa de gas 20 a 50
Empuje hidráulico 45 a 70
Segregación gravitacional 30 a 70
Tabla 1. Eficiencias de recobro esperadas de
Estos rangos tan amplios sólo proveen una referencia. Los estimados para un yacimiento específico
deben ajustarse a un rango menor, considerando las propiedades de la roca y de los
heterogeneidad del yacimiento, la posición y espaciamiento entre pozos, la geometría del yacimiento
el mecanismo probable de empuje y demás factores que afectan la eficiencia de recobro final del
yacimiento; además de considerar la experiencia
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UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
La estimación del factor de recobro volumétrico (en Bls/acre-pie o PC/acre
El estimado de reservas será entonces el factor final de recobro estimado multiplicado por el volumen
En la práctica, la estimación de las reservas involucra suponer el mecanismo probable de empuje,
utilizando analogía con yacimientos similares que poseen las mismas fuentes de energía. También se
deberá estimar la eficiencia de recobro atribuible a dichos mecanismos de empuje.
La siguiente tabla indica rangos amplios de eficiencias o factores finales de recobro observados para
distintos tipos de yacimientos y sus mecanismos de empuje correspondiente:
Eficiencia de recobro esperada
(%)
Comentarios
Yacimientos de
Petróleo
Yacimientos
de Gas
2 a 5 -
Se han reportado recuperaciones
mayores (10%)
- 70 a 95
Puede ser tan bajo como 30% en
yacimientos de baja permeabilidad
10 a 30 -
Mientras el drenaje gravitacional sea
alto mayor será el recobro
20 a 50 -
Los mayores recobros asociados a
capas de gas de buen espesor
45 a 70 20 a 50
En arenas de gas, se obtienen
menores recobros a mayor actividad
del acuífero.
30 a 70 -
Se han reportado recuperaciones de
hasta 80%
Tabla 1. Eficiencias de recobro esperadas de acuerdo al mecanismo de empuje y al tipo de fluidos en el yacimiento.
Estos rangos tan amplios sólo proveen una referencia. Los estimados para un yacimiento específico
deben ajustarse a un rango menor, considerando las propiedades de la roca y de los
heterogeneidad del yacimiento, la posición y espaciamiento entre pozos, la geometría del yacimiento
el mecanismo probable de empuje y demás factores que afectan la eficiencia de recobro final del
yacimiento; además de considerar la experiencia histórica con yacimientos análogos.
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YACIMIENTO I
UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
pie o PC/acre-pie) empleando el
es el factor final de recobro estimado multiplicado por el volumen
el mecanismo probable de empuje,
de energía. También se
La siguiente tabla indica rangos amplios de eficiencias o factores finales de recobro observados para
Comentarios
Se han reportado recuperaciones
Puede ser tan bajo como 30% en
yacimientos de baja permeabilidad
Mientras el drenaje gravitacional sea
mayor será el recobro
Los mayores recobros asociados a
buen espesor
En arenas de gas, se obtienen
menores recobros a mayor actividad
Se han reportado recuperaciones de
acuerdo al mecanismo de empuje y al tipo de fluidos en el yacimiento.
Estos rangos tan amplios sólo proveen una referencia. Los estimados para un yacimiento específico
deben ajustarse a un rango menor, considerando las propiedades de la roca y de los fluidos, la
heterogeneidad del yacimiento, la posición y espaciamiento entre pozos, la geometría del yacimiento
el mecanismo probable de empuje y demás factores que afectan la eficiencia de recobro final del
histórica con yacimientos análogos.

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ECUACIONES PARA ESTIMAR HIDROCARBUROS ORIGINALMENTE EN SITIO
Suponiendo que se pueden determinar las regiones de distintas fases (gas y líquido) en el yacimiento a
condiciones iniciales, basándose en pruebas de pozo
muestras de fluidos y gradientes de presión), a continuación se describen las ecuaciones para calcular
los distintos tipos de hidrocarburos originalmente en sitio en los yacimientos.
• Yacimientos de petróleo:
Para este tipo de yacimientos o para la columna de petróleo en un yacimiento con capa de gas,
el petróleo originalmente en sitio (POES) se define como:
Donde:
POES o N= petróleo originalmente e
7758= factor de conversión (1 acre
o= porosidad promedio en la zona de petróleo [fracción]
Swco= saturación de agua connata en la zona de petróleo [fracción]
Ao= área de la zona de petróleo [acr
hno= espesor promedio de la arena neta petrolífera [pie]
Boi= factor volumétrico inicial promedio del petróleo [PCY/PCN]
El gas en solución a las condiciones iniciales del yacimiento se calcula mediante la expresión:
GOESS= N.Rsi
Donde:
GOESS= gas en solución originalmente en sitio [PCN]
Rsi= relación inicial promedio de gas
• Yacimientos de gas
Para un yacimiento de gas no asociado o para una capa de gas libre, el gas originalmente en
sitio (GOES) se define como:
Donde:
GOES= gas originalmente en sitio [PCN]
43560= factor de conversión
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UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
ECUACIONES PARA ESTIMAR HIDROCARBUROS ORIGINALMENTE EN SITIO
Suponiendo que se pueden determinar las regiones de distintas fases (gas y líquido) en el yacimiento a
condiciones iniciales, basándose en pruebas de pozo y en la información de subsuelo (perfiles,
muestras de fluidos y gradientes de presión), a continuación se describen las ecuaciones para calcular
los distintos tipos de hidrocarburos originalmente en sitio en los yacimientos.
Para este tipo de yacimientos o para la columna de petróleo en un yacimiento con capa de gas,
el petróleo originalmente en sitio (POES) se define como:

4. POES o N= petróleo originalmente en sitio [BN]
(1 acre-pie = 7758 bbl) [BY/acre-pie]
= porosidad promedio en la zona de petróleo [fracción]
= saturación de agua connata en la zona de petróleo [fracción]
= área de la zona de petróleo [acre]
= espesor promedio de la arena neta petrolífera [pie]
= factor volumétrico inicial promedio del petróleo [PCY/PCN]
El gas en solución a las condiciones iniciales del yacimiento se calcula mediante la expresión:
solución originalmente en sitio [PCN]
= relación inicial promedio de gas-petróleo en solución (instantáneo o diferencial) [PCN/BN]
Para un yacimiento de gas no asociado o para una capa de gas libre, el gas originalmente en

5. GOES= gas originalmente en sitio [PCN]
(1 acre-pie = 43560 PC) [PCY/acre-pie]
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YACIMIENTO I
UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
Suponiendo que se pueden determinar las regiones de distintas fases (gas y líquido) en el yacimiento a
y en la información de subsuelo (perfiles,
muestras de fluidos y gradientes de presión), a continuación se describen las ecuaciones para calcular
Para este tipo de yacimientos o para la columna de petróleo en un yacimiento con capa de gas,
El gas en solución a las condiciones iniciales del yacimiento se calcula mediante la expresión:
petróleo en solución (instantáneo o diferencial) [PCN/BN]
Para un yacimiento de gas no asociado o para una capa de gas libre, el gas originalmente en

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g= porosidad promedio en la zona de gas [fracción]
Swcg= saturación de agua connata
Ag= área de la zona de gas [acr
hng= espesor promedio de la arena neta gasífera [pie]
Bgi= factor volumétrico inicial promedio del gas [PCY/PCN]
En algunos casos esta ecuación puede
Donde:
Vg= volumen de la arena gasífera
Rnbg= relación entre la arena neta y la arena bruta gasífera (de espesores
ponderados) [fracción]
Dependiendo del caso, los volúmenes estimados de petróleo y gas originalmente en sitio pueden
redondearse hasta el múltiplo de mil más cercano, en BN o PCN según el caso, por ejemplo
(miles), MMPCN (millones), MMMBN (
FUENTES DE INFORMACIÓN PARA EL MÉTODO VOLUMÉTRICO
Las expresiones antes descritas requieren tres tipos generales de información: petrofísica, de fluido y
volumétrica.
INFORMACIÓN PETROFÍSICA
La información petrofísica necesaria para utilizar las respectivas ecuaciones incluyen, la
saturación promedio de agua connata (Swc) y la porosidad promedio (
puede provenir de registros de pozos, información de presión capilar, anál
información de permeabilidades relativas. Por su parte, l
partir de registros de pozos (densidad, neutrón, sónico), mediante el análisis de núcleos o
muestras de pared.
INFORMACIÓN DE FLUIDOS
La información de fluidos necesaria para usarse en las ecuaciones descritas incluye el factor
volumétrico inicial del petróleo y el gas (Boi y Bgi), las relaciones iniciales gas
solución (Rsi) y el factor de compresibilidad (Z), necesario para det
del gas. Éstos pueden estimarse con un grado razonable de exactitud empleando correlaciones
empíricas. También es buena práctica comparar estos estimados con el análisis PVT de los
fluidos del área a partir de la información o
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UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
= porosidad promedio en la zona de gas [fracción]
saturación de agua connata en la zona de gas [fracción]
= área de la zona de gas [acre]
= espesor promedio de la arena neta gasífera [pie]
= factor volumétrico inicial promedio del gas [PCY/PCN]
En algunos casos esta ecuación puede escribirse como:

7. !

8. #
de la arena gasífera determinado a partir de la arena bruta gasífera
= relación entre la arena neta y la arena bruta gasífera (de espesores
Dependiendo del caso, los volúmenes estimados de petróleo y gas originalmente en sitio pueden
redondearse hasta el múltiplo de mil más cercano, en BN o PCN según el caso, por ejemplo
MMBN (miles de millones), MMMMPCN (billones), etc
FUENTES DE INFORMACIÓN PARA EL MÉTODO VOLUMÉTRICO
Las expresiones antes descritas requieren tres tipos generales de información: petrofísica, de fluido y
INFORMACIÓN PETROFÍSICA
información petrofísica necesaria para utilizar las respectivas ecuaciones incluyen, la
saturación promedio de agua connata (Swc) y la porosidad promedio (). La saturación de agua
puede provenir de registros de pozos, información de presión capilar, anál
información de permeabilidades relativas. Por su parte, la porosidad puede ser obtenida a
partir de registros de pozos (densidad, neutrón, sónico), mediante el análisis de núcleos o
información de fluidos necesaria para usarse en las ecuaciones descritas incluye el factor
volumétrico inicial del petróleo y el gas (Boi y Bgi), las relaciones iniciales gas
y el factor de compresibilidad (Z), necesario para determinar el factor volumétrico
del gas. Éstos pueden estimarse con un grado razonable de exactitud empleando correlaciones
empíricas. También es buena práctica comparar estos estimados con el análisis PVT de los
la información obtenida de pruebas iniciales de pozo.
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YACIMIENTO I
UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
determinado a partir de la arena bruta gasífera [acre-pie]
= relación entre la arena neta y la arena bruta gasífera (de espesores volumétricamente
Dependiendo del caso, los volúmenes estimados de petróleo y gas originalmente en sitio pueden
redondearse hasta el múltiplo de mil más cercano, en BN o PCN según el caso, por ejemplo MBN
), etc.
Las expresiones antes descritas requieren tres tipos generales de información: petrofísica, de fluido y
información petrofísica necesaria para utilizar las respectivas ecuaciones incluyen, la
). La saturación de agua
puede provenir de registros de pozos, información de presión capilar, análisis de núcleos e
a porosidad puede ser obtenida a
partir de registros de pozos (densidad, neutrón, sónico), mediante el análisis de núcleos o
información de fluidos necesaria para usarse en las ecuaciones descritas incluye el factor
volumétrico inicial del petróleo y el gas (Boi y Bgi), las relaciones iniciales gas-petróleo en
erminar el factor volumétrico
del gas. Éstos pueden estimarse con un grado razonable de exactitud empleando correlaciones
empíricas. También es buena práctica comparar estos estimados con el análisis PVT de los
btenida de pruebas iniciales de pozo.

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Escuela de Ingeniería de Petróleo –
INFORMACIÓN VOLUMÉTRICA
La información volumétrica necesaria para emplear las ecuaciones descritas anteriormente
incluye el área del yacimiento y el espesor de la arena neta con hidrocarburos. En las etapas
tempranas de desarrollo de los yacimientos, las reservas deben calcularse en base a lo que
drenará cada pozo individual, donde el área del yacimiento utilizada en las ecuaciones pasa a
ser el área de drenaje estimada para el o los pozos en cuestión. El esp
petrolífera o gasífera debe ser el estimado de la interpretación de los registros de pozos.
A medida que el desarrollo del campo avanza y se obtiene suficiente información geológica,
deben prepararse los mapas estructurales e isópacos p
son representaciones gráficas que sustentan las reservas. Los mapas estructurales están
conformados por curvas de nivel que unen puntos de igual profundidad y los mapas isópacos
están conformados por curvas que unen
CONSIDERACIONES PARA EVALUAR YACIMIENTOS DE GAS SECO
o La fase única de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción
del yacimiento.
o La composición del gas producido y del gas que queda en el yacim
con el tiempo ni la producción.
o Las relaciones PVT se pueden predecir con el conocimiento de la composición del gas.
FACTORES QUE AFECTAN LA RECUPERACIÓN EN YACIMIENTOS DE GAS
Viscosidad del gas:
La baja viscosidad del gas permite una alta transmisibilidad en el yacimiento y una rápida
respuesta de presión a través del área de drenaje del pozo.
Expansibilidad del gas:
La alta expansibilidad del gas permite un amplio espaciamiento entre pozos, mucho mayor que
en yacimientos de petróleo; por esta razón, la presión será la misma en grandes áreas y cuando
se haya alcanzado la presión de abandono la mayoría del gas habrá sido producido por
expansión.
Empuje hidráulico:
El empuje hidráulico en yacimientos de gas no es tan eficien
petróleo. Debido a la alta diferencia de densidades entre estos fluidos, el agua no desplaza
satisfactoriamente al gas, por lo que se tienen disminuciones en la producción del hidrocarburo
y un aumento continuo en la producción de
mecanismo de expansión del gas, el cual es el más favorable para la recuperación final en este
tipo de yacimientos.
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UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
INFORMACIÓN VOLUMÉTRICA
La información volumétrica necesaria para emplear las ecuaciones descritas anteriormente
incluye el área del yacimiento y el espesor de la arena neta con hidrocarburos. En las etapas
tempranas de desarrollo de los yacimientos, las reservas deben calcularse en base a lo que
drenará cada pozo individual, donde el área del yacimiento utilizada en las ecuaciones pasa a
ser el área de drenaje estimada para el o los pozos en cuestión. El esp
petrolífera o gasífera debe ser el estimado de la interpretación de los registros de pozos.
A medida que el desarrollo del campo avanza y se obtiene suficiente información geológica,
deben prepararse los mapas estructurales e isópacos para cada horizonte de interés. Los mapas
son representaciones gráficas que sustentan las reservas. Los mapas estructurales están
conformados por curvas de nivel que unen puntos de igual profundidad y los mapas isópacos
están conformados por curvas que unen puntos de igual espesor.
CONSIDERACIONES PARA EVALUAR YACIMIENTOS DE GAS SECO
La fase única de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción
La composición del gas producido y del gas que queda en el yacimiento es la misma y no cambia
con el tiempo ni la producción.
Las relaciones PVT se pueden predecir con el conocimiento de la composición del gas.
FACTORES QUE AFECTAN LA RECUPERACIÓN EN YACIMIENTOS DE GAS
permite una alta transmisibilidad en el yacimiento y una rápida
respuesta de presión a través del área de drenaje del pozo.
La alta expansibilidad del gas permite un amplio espaciamiento entre pozos, mucho mayor que
de petróleo; por esta razón, la presión será la misma en grandes áreas y cuando
se haya alcanzado la presión de abandono la mayoría del gas habrá sido producido por
en yacimientos de gas no es tan eficiente como en yacimientos de
petróleo. Debido a la alta diferencia de densidades entre estos fluidos, el agua no desplaza
satisfactoriamente al gas, por lo que se tienen disminuciones en la producción del hidrocarburo
y un aumento continuo en la producción de agua. Los mayores recobros están asociados al
mecanismo de expansión del gas, el cual es el más favorable para la recuperación final en este
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YACIMIENTO I
UNIDAD II: MÉTODO VOLUMÉTRICO
La información volumétrica necesaria para emplear las ecuaciones descritas anteriormente
incluye el área del yacimiento y el espesor de la arena neta con hidrocarburos. En las etapas
tempranas de desarrollo de los yacimientos, las reservas deben calcularse en base a lo que
drenará cada pozo individual, donde el área del yacimiento utilizada en las ecuaciones pasa a
ser el área de drenaje estimada para el o los pozos en cuestión. El espesor de arena neta
petrolífera o gasífera debe ser el estimado de la interpretación de los registros de pozos.
A medida que el desarrollo del campo avanza y se obtiene suficiente información geológica,
ara cada horizonte de interés. Los mapas
son representaciones gráficas que sustentan las reservas. Los mapas estructurales están
conformados por curvas de nivel que unen puntos de igual profundidad y los mapas isópacos
La fase única de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción
iento es la misma y no cambia
Las relaciones PVT se pueden predecir con el conocimiento de la composición del gas.
permite una alta transmisibilidad en el yacimiento y una rápida
La alta expansibilidad del gas permite un amplio espaciamiento entre pozos, mucho mayor que
de petróleo; por esta razón, la presión será la misma en grandes áreas y cuando
se haya alcanzado la presión de abandono la mayoría del gas habrá sido producido por
te como en yacimientos de
petróleo. Debido a la alta diferencia de densidades entre estos fluidos, el agua no desplaza
satisfactoriamente al gas, por lo que se tienen disminuciones en la producción del hidrocarburo
agua. Los mayores recobros están asociados al
mecanismo de expansión del gas, el cual es el más favorable para la recuperación final en este