Métodos para el cálculo de reservas. Parte I

Estimado de los volúmenes de hidrocarburos capaces de ser producidos del yacimiento, de forma económicamente rentable.

Los métodos para la estimación de las reservas de un yacimiento son:

Método volumétrico.
Balance de materiales.
Curvas de declinación de producción.
Simulación de yacimientos.

El método volumétrico como tal, no es un método utilizado para estimar reservas. Sin embargo, es un método utilizado para estimar el POES, pero el POES no es la reserva, el POES es la cantidad de petróleo que tenemos en el yacimiento, pero todo ese petróleo no se va a poder producir; entonces no importa que yo tenga 1.000 millones de barriles de petróleo en el subsuelo, si yo nada mas puedo producir 1 millón y para el Ministerio va 1 millón aunque yo tenga 1.000 millones en el subsuelo.

Entonces, el método volumétrico está relacionado con la determinación volumétrica de hidrocarburo en sitio, que me permite determinar precisamente cuanto hidrocarburo hay en el subsuelo; mas no cuanto puedo recuperar, cuanto puedo producir, cuanto puedo extraer de ese petróleo. Entonces, de manera general, existen solo tres métodos: por curvas de declinación de producción, balance de materiales y simulación numérica de yacimientos.

Método volumétrico

El método volumétrico sirve para estimar el volumen de hidrocarburo que se encuentra en el subsuelo. 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. Para calcular desde el punto de vista volumétrico, el volumen de petróleo que hay en el subsuelo, se necesita saber: primero, cuál es la capacidad de almacenamiento de la roca; es decir, cuál es la porosidad, además tengo que saber cuál es el volumen de esa roca (volumen bruto) y tengo que saber qué porcentaje de ese espacio, es el que está ocupado por hidrocarburo, en otras palabras, cuál es la saturación de petróleo; estos son parámetros que se necesitan saber para poder determinar el volumen de hidrocarburo, si ya se tiene determinado el volumen de hidrocarburo de un yacimiento, ya sé que mas de esa cantidad no se va a poder producir; es decir, lo máximo que se puede producir es eso y si se produce todo eso, estaremos hablando de un factor de recobro de 100%, lo cual no es posible; porque no se puede dejar completamente sin petróleo al yacimiento, lo que sí se puede hacer; es agarrar una muestra, llevarla al laboratorio y extraerle todo el fluido; es decir, se que podría dejar la muestra totalmente limpia y seca, sin hidrocarburo; extraje el 100% del fluido de esa muestra, más en el subsuelo no se puede extraer el 100%, porque va llegar un momento en que la presión ya no va hacer estable, lo que va ser justamente mi presión de abandono.

Balance de materiales

Se fundamenta en el principio de conservación de la masa.

Para un yacimiento de petróleo subsaturado, el petróleo original en sitio puede ser determinado mediante la siguiente ecuación:

¿Cómo se utiliza balance de materiales para calcular reservas? Se utiliza para predecir cuál es el valor de Np y eso lo que le va a dar justamente es el volumen; es decir, se pueden calcular el Np hasta el valor de presión que se quiera obtener, ¿hasta qué valor se va hacer?, se va hacer hasta el valor de presión de abandono, ese Np que se calculó, que al final va hacer el volumen de hidrocarburo que se va a poder producir. Si conozco el POES y conozco cuanto hidrocarburo se puede producir, se tiene el factor de recobro y se tiene las reservas; es decir, este pozo tiene unas reservas de tantos millones de barriles de petróleo, eso es el Np que puede ser producido hasta que la presión sea igual la restricción de presión; la cual la restricción puede ser económica o puede ser una restricción operacional, económica; porque si la presión es menor a un cierto valor, ya la economía no me va a dar y operacional; porque si la presión es menor a un cierto valor, el porte de agua aumenta demasiado y no tengo forma de separarlo, la zona de petróleo es muy alta y la tengo que cerrar, etc.

Generalmente; las expresiones son más de tipo operacional que de tipo económica, de hecho el costo promedio de producción de un pozo esta por lo alrededor de los 5$ el barril, ósea la propuesta para producir no para venderlo, de hecho hace aproximadamente 15 años, el costo de producción de Venezuela era de aproximadamente unos 3$ por barril por pozo; el costo de producir un barril de petróleo de cada pozo en promedio, en el Mar del Norte era aproximadamente 10$ cuanto aquí era de 3$, porque en el Mar del Norte son yacimientos mucho más profundos y son yacimientos costa afuera; entonces, es mucho más costoso perforar un pozo en condiciones más extremas que perforar un pozo aquí en tierra a una poca profundidad, etc. Los costos operacionales están relacionados con cuánto va a costar la perforación, porque el costo de perforación de todo proyecto; está relacionado con la evaluación económica y la evaluación económica está relacionada con algo que se conoce como valor presente neto; tanto como un sistema de retorno, ese valor presente neto es el que indica la ganancia; es decir, que se puede hacer el porcentaje de retorno de la inversión, es la que va a estimar si se pone o no un pozo.