Reservas de Hidrocarburos

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TEMA 11
Reservas. Concepto. Diferentes tipos de Reservas. Evaluación y
Estimación de Reservas en áreas en exploración y/o nuevos
descubrimientos de HC. Método Volumétrico.
RESERVAS: DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN
Se denominan RESERVAS a los volúmenes estimados de petróleo crudo, gas 
natural y líquidos del gas natural que se anticipa podrán ser comercialmente 
recuperados de acumulaciones conocidas desde una fecha determinada en 
adelante, bajo las condiciones económicas existentes, por prácticas 
operativas establecidas y bajo el régimen legal imperante.
DESCUBIERTA + REMANENTE + RECUPERABLE + COMERCIAL 
De acuerdo a la definición presentada, aprobada por la Sociedad de
Ingenieros Petroleros (SPE), el Congreso Mundial de Petróleo (WPC) y
aceptada por la Secretaría de Energía luego de la Auditoría realizada, el
término RESERVA lleva implícita la recuperación, por consiguiente cuando se
habla de volúmenes originales de hidrocarburos “in situ” en condiciones de
superficie no se utilizará el término “reservas” sino VOLUMEN.
Volumen “in situ” (OOIP) = A x H x φ x (1-Sw)
Volumen “in situ”, en condiciones de superficie = 
A x H x φ x (1-Sw)
Bo
Bo = Factor de Volumen (Ensayo PVT)
RESERVA
A x H x φ x (1-Sw) x Fr
Bo
Fr = Factor de Recuperación
Para determinar el 
OOIP en un Yacimiento:
a) Volumen de la roca productora.
b) porosidad efectiva de la roca productora.
c) Saturación de agua de dichos poros.
d) profundidad, presión y temperatura de 
las capas productivas.
Toda esta información se obtiene luego de perforar uno o más pozos que puedan delimitar el
yacimiento. La Reserva de un yacimiento es solo una fracción del Petróleo original in situ. El valor
resultante de esta fracción, varía entre un 15% y un 60% del petróleo existente.
El seguimiento de las Reservas de un yacimiento requiere del conocimiento: presión, temperatura,
permeabilidad de la roca, caudales, etc. Tarea que desarrollan equipos integrados principalmente
por Ingenieros en Petróleo, Geólogos de Producción y Geofísicos.
CLASIFICACIÓN DE RESERVAS
Y
CONCEPTO DE RECURSO
La acepción correcta de la palabra RECURSO (ver
SPE, marzo de 2007) es idéntica a la de HC Original
in Situ. Es la totalidad del petróleo y/o gas
existente en el subsuelo, llevado a condiciones de
superficie; incluye tanto el HC descubierto como
aquél no descubierto y tanto el recuperable como
el no recuperable; comprende también aquellos
volúmenes de gas y petróleo ya producidos.
Tomado del Ing. Juan Rosbaco
Comprobadas No Comprobadas
Recurso Prospectivo: son los volúmenes que se estiman
factibles ser recuperados de una zona aún NO
descubierta, a una fecha determinada.
Tanto RESERVA como RECURSO CONTINGENTE 
y RECURSO PROSPECTIVO son parte de los 
RECURSOS
Recurso Contingente: son las cantidades de HC que se
podrían recuperar en el futuro de acumulaciones
descubiertas, pero la comercialidad no puede ser
demostrada debido a una o más contingencias.
CLASIFICACIÓN DE RESERVAS
Según el grado de confianza en recuperar los
volúmenes declarados, las reservas se clasifican
en: Probadas (P1), Probables (P2) y Posibles (P3).
En términos probabilísticos: P1 al
menos el 90% de probabilidad de
recuperar el volumen declarado
(1P). P2 al menos el 50% de
probabilidad de recuperar P1+P2
(2P). P3 al menos la probabilidad
de recuperar el 10% de P1+P2+P3
(3P).
Tomado del Ing. Juan Rosbaco
COMPROBADAS: En general, se considera que las reservas son comprobadas si la productividad comercial
del reservorio puede apoyarse en ensayos e incluye el área delimitada por la perforación y definida por la
estructura (y/o el entrampamiento) y los contactos de fluido.
DGER y T, Nov. 2005 (Venezuela)
Las RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS pueden ser recuperadas de los pozos
existentes. Las reservas imputables a recuperación mejorada sólo serán consideradas
desarrolladas luego que el equipamiento necesario se haya instalado o cuando el costo de
instalarlo sea relativamente pequeño.
Las reservas desarrolladas se clasifican en dos subcategorías: en producción y no en producción.
Las RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS son las accesibles sólo mediante
extensiones del sistema existente de pozos dentro de los límites conocidos de la formación
objetivo. Incluye las reservas a obtener por perforaciones adyacentes y/o intermedias y por
profundización de pozos existentes a otros reservorios con reservas comprobadas.
DGER y T, Nov. 2005 (Venezuela)
NO COMPROBADOS: Se basan en datos geológicos y/o de
ingeniería similares a los utilizados en las estimaciones de las
reservas comprobadas pero conllevan una incertidumbre mayor.
Pueden ser clasificadas en dos: Probables y Posibles.
Las RESERVAS PROBABLES son menos ciertas que las
comprobadas pero pueden estimarse con un grado de certidumbre
tal que indica mayor posibilidad de recuperarlas que de no hacerlo.
Las reservas probables incluirán: a) las reservas previstas a comprobarse con pozos de avanzada; b) las
reservas en formaciones que aparentan ser productivas por perfiles pero que nunca han sido ensayadas en
esa zona en particular; c) las reservas imputables a un método reconocido de recuperación mejorada que
tiene proyectado un piloto; d) las reservas incrementadas de un reservorio de producción probada donde una
interpretación alternativa del comportamiento (balance de materiales) indica que hay más reservas que las
que puedan clasificarse como probadas; e) las reservas en un área del yacimiento separada de la zona
comprobada por fallas y estructuralmente más alta que la misma; f) descubrimientos exploratorios no
rentables económicamente.
DGER y T, Nov. 2005 (Venezuela)
DGER y T, Nov. 2005 (Venezuela)
DGER y T, Nov. 2005 (Venezuela)
Las RESERVAS POSIBLES son menos ciertas que las probables y
sólo pueden estimarse con un bajo grado de certidumbre,
insuficiente para saber si podrán recuperarse o no.
Las reservas posibles incluirán: a) las reservas que se sugieren por extrapolación estructural o
estratigráfica; b) las reservas en formaciones que aparentan guardar hidrocarburos pero que podrán ser
no productivas comercialmente; c) las reservas imputables a un método de recuperación mejorada con
un piloto planeado pero con propiedades de reservorio inciertas que hacen dudoso el éxito comercial; d)
las reservas en un área del yacimiento separada de la zona comprobada por fallas estructuralmente más
baja que la misma.
Las RESERVAS POSIBLES son menos ciertas que las probables y
sólo pueden estimarse con un bajo grado de certidumbre, insuficiente
para saber si podrán recuperarse o no.
Las reservas posibles incluirán: a) las reservas que se sugieren por extrapolación
estructural o estratigráfica; b) las reservas en formaciones que aparentan guardar
hidrocarburos pero que podrán ser no productivas comercialmente; c) las reservas
imputables a un método de recuperación mejorada con un piloto planeado pero con
propiedades de reservorio inciertas que hacen dudoso el éxito comercial; d) las reservas en
un área del yacimiento separada de la zona comprobada por fallas estructuralmente más baja
que la misma.
DGER y T, Nov. 2005 (Venezuela)
Resumen de Límites Areal y Vertical
Reservas Comprobadas (PD y PND), Probables y Posibles
Determinación del Nivel Más Bajo Conocido de 
Hidrocarburos (LKH) y Contacto Agua/Petróleo
METODOS DE CÁLCULO DE RESERVAS
Método Volumétrico: La estimación volumétrica es una estimación estática y suele ser la de mayor uso durante las etapas tempranas de
desarrollo o exploratorio avanzado. Durante toda la vida del proyecto respalda otros métodos de estimación. La información que
requiere es fácil de obtener y se apoya en el uso de mapas geológicos y geofísicos para considerar al yacimiento como un tanque que
contiene petróleo o gas. El volumen del tanque seria el espacio poroso efectivo de la roca que no esté impregnado con agua, con el cual
se hace el cálculo de un volumen de hidrocarburo contenido en el yacimiento.
Método Declinatorio: La técnicade análisis de curvas de declinación es empleada para la evaluación de reservas y en la predicción de la
producción futura y se basa en los datos de producción de pozo y sus factores de control (caudal de petróleo producido en un
determinado lapso de tiempo, declinación anual de la curva de producción, relación agua petróleo, etc), los cuales se pueden extrapolar
y describir por una expresión matemática. Este método predice el comportamiento futuro mediante el ajuste de tendencias observadas
de la declinación de la curva de producción usando ajustes hiperbólicos, armónicos o exponenciales.
Método de Balance de Materiales: Los modelos de balance de materia se rigen bajo la “Ley de conservación de masa”, planteada en
una ecuación aplicada a la producción de hidrocarburos (Volumen inicial= volumen remanente + volumen producido).
Método de Simulación Numérica: La simulación de yacimientos es un proceso por medio del cual, con la ayuda de un modelo
matemático nos permite integrar un conjunto de factores para dimensionar volúmenes de reservas de un determinado yacimiento. Este
método considera el comportamiento de yacimiento como un tanque, utilizando propiedades PVT promedio y la historia de presión-
producción del campo.
FIN
Muchas Gracias