Sistema yacimiento

727

Es un sistema agua-hidrocarburo contenido en los poros de una unidad de roca. El sistema reservorio tiene tres componentes:

YACIMIENTO: Roca porosa y permeable saturada con petróleo o gas en equilibrio. Tiene uno o más tanques y se encuentra justo debajo del sello.

ACUÍFERO: Roca porosa y permeable saturada 100% con agua. Tiene uno o más tanques que puede compartir con el yacimiento.

ZONA DE TRANSICIÓN: Intervalo de roca que separa al yacimiento del acuífero, y tiene una saturación de agua menor del 100%.

ZONA CONSUMIDA O DE DEJASTE

Se encuentra en el tope de yacimiento, justo debajo del sello, ocurre por una disminución del tamaño de la garganta de poro del yacimiento. Generalmente produce agua e hidrocarburo en una prueba de producción.

RENDIMIENTO DEL SISTEMA RESERVORIO

Afecta la viabilidad económica del prospecto y es función de la calidad del sistema reservorio. El rendimiento del sistema reservorio se expresa por:
• Tasa de producción inicial y tasa de declinación de producción en el tiempo.
• Porcentaje de hidrocarburos recuperados del hidrocarburo originalmente en sitio (Factor de recobro).

CALIDAD DEL SISTEMA RESERVORIO

La calidad del sistema reservorio es la capacidad de un yacimiento en almacenar y transmitir el petróleo o gas. La calidad del sistema reservorio está determinado por:
• Distribución del tamaño de la garganta de poro y geometría del poro.
• Permeabilidad al hidrocarburo.
• Saturación de agua.
• Volumen de poros.
• Continuidad lateral, número y posición de unidades de flujo y tanques.
• Presión del yacimiento y mecanismos de empujes.

PROCEDIMIENTOS PARA ANALIZAR SISTEMAS RESERVORIOS

1. Seleccionar uno o más pozos representativos del yacimiento y con las mejores datas, esto es lo que se conoce como pozos claves.

2. Subdividir el yacimiento en pozos claves en unidades de flujo.

3. Determinar el tipo de poro para cada unidad de flujo en el pozo clave utilizando descripciones de núcleos, relaciones permeabilidad/porosidad entre otros.

4. Construir secciones de corte estratigráfico que incluya el pozo.

5. Subdividir el intervalo del yacimiento de cada pozo en unidades de flujo.

6. Correlacionar unidades de flujo entre pozos y subdividir el yacimiento o sistema reservorio en tanques al determinar cuales unidades de flujo interactúan durante el drenaje.

7. Determinar el volumen de hidrocarburos al cuantificar el volumen de aporte por unidad de flujo para cada tanque.

8. Predecir el rendimiento en términos de cantidad de recobro y tiempo.

REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA

HARTMANN, Dan j.; BEAUMONT, Edward A.: CHAPTER 9. PREDICTING RESERVOIR SYSTEM QUALITY AND PERFORMANCE.
Angel Da Silva
Fundador de la Comunidad Petrolera. Asesor petrolero, instructor de programas de formación, emprendedor, apasionado por la tecnología, ingeniero de petróleo, MBA y Máster en Banca, Mercados Financieros y Gestión de Patrimonios.