EXPERIENCIA 1: DETERMINACIN DEL PETRLEO ORIGINAL IN SITU POR EL MTODO VOLUMTRICO.

TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURAANALISIS DE NUCLEOS

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERAINGENIERIA DE PETRLEOS2014CONTENIDO.

OBJETIVOS GENERALES Y ESPECFICOS.

1. ELEMENTOS TEORICOS.1.1. Yacimiento.1.2. Mtodos para el clculo de reservas.1.2.1. Mtodo anlogo.1.2.2. Mtodo volumtrico.1.2.3. Mtodo balance de materia.1.2.4. Curvas de declinacin. 1.3. Porosidad.1.4. Saturacin de agua.2. PROCEDIMIENTO.3. TABLA DE DATOS.TABLA 3.1. rea encerrada por cada ispaca. TABLA 3.2. Datos de porosidad y saturacin de agua promedios por intervalos netos productores del campo San Francisco.TABLA 3.3. Datos del fluido de Yacimiento campo San Francisco. 4. MUESTRA DE CALCULOS. 5. TABLA DE RESULTADOS.6. ANLISIS DE RESULTADOS.7. FUENTES DE ERROR.8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.9. RESPUESTA AL CUESTIONARIO.10. BIBLIOGRAFA.

OBJETIVOS.

OBJETIVO GENERAL.

Determinar el volumen del petrleo y gas in-situ del yacimiento San Francisco por el mtodo volumtrico.

OBJETIVOS ESPECFICOS.

Adquirir habilidad en el manejo del planmetro. Dar un correcto uso a la ecuacin piramidal y trapezoidal para determinar el volumen aproximado de la zona productora. Analizar los factores que afectan los clculos del volumen del yacimiento mediante este mtodo. Conocer los mtodos disponibles para conocer el volumen de una estructura almacenadora de petrleo, en especial el mtodo volumtrico sabiendo emplear la ecuacin piramidal o trapezoidal segn sea el caso.

1. ELEMENTOS TERICOS.

1.1. Yacimiento: Se entiende por yacimiento una unidad geolgica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado lquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes bsicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: (1) fuente, (2) Camino migratorio, (3) Trampa, (4) Almacenaje/porosidad, (5) Transmisibilidad/Permeabilidad.

Los yacimientos pueden clasificarse de acuerdo a diferentes parmetros, algunos de estos son: Clasificacin geolgica de los yacimientos: Estratigrficos. Estructurales. Combinados.Clasificacin de Acuerdo al Punto de Burbuja: Subsaturados. Saturados.Clasificacin de Acuerdo al Estado de los Fluidos: Petrleo negro. Petrleo volatil. Gas condensado. Gas humedo. Gas seco. Asfaltnicos.

1.2. Mtodos para el clculo de reservas:

Existen cinco mtodos tradicionales para la estimacin de reservas:1.2.1 Mtodo anlogo1.2.2 Mtodo volumtrico 1.2.3 Mtodo balance de materia 1.2.4 Curvas de declinacin

Cada uno de los mtodos tiene sus ventajas y desventajas y cada uno de ellos puede aplicarse independientemente, cada mtodo requiere de datos diferentes que los otros para llegar al mismo resultado: "Reservas Recuperables".

1.2.1 Mtodo anlogo: La analoga es un mtodo usado en procesos de determinacin de potenciales en cuencas sedimentarias debido a que es rpido, fcil y permite estimaciones a largo plazo. Se centra en procedimientos para determinar factores de recobro y reservas por acre-pie., su desventaja es que arroja resultados poco exactos y requiere la presencia de pozos y campos aledaos que permitan un anlisis adecuado.

1.2.2 Mtodo Volumtrico: El mtodo volumtrico es utilizado para la evaluacin de prospectos debido a su sencillez. Tiene una exactitud relativa y los datos utilizados generalmente se obtienen a partir de ssmica, construccin de mapas y registros elctricos. Adicionalmente se pueden tomar datos de corazones, diferentes juegos de registros y programas aparentemente complicados para su anlisis. Su clculo se realiza directamente o a partir de una corrida de iniciacin en un simulador de yacimientos. Sin importar la fuente de los datos o el mtodo de clculo, la ecuacin principal para determinar reservas de petrleo es:

Donde: 7758: Factor de compresion de (acre-pie) a Barriles.: El volumen bruto de la roca yacimiento (acre-pie).N: El aceite orifinal in-situ (BS): Factor volumtrico inicial del petrleo (BY/BS).: Porosidad promedio en fraccin.: Saturacin promedio en fraccin.

Para determinar el volumen aproximado de la zona productora a partir de las lecturas del planmetro se emplean dos (2) ecuaciones:

Donde:: Volumen de crudo bruto (acre-ft): rea encerrada por lnea ispaca superior (acres): rea encerrada por la lnea ispaca inferior (acres)h: espesor neto del intervalo entre las dos (2) ispacas (ft)1.2.3 Mtodo balance de materia: Este mtodo se basa en la ley de conservacin de la masa, donde:

Esta ecuacin puede aplicarse para cada componente de acumulacin o la acumulacin puede tratarse como cada una de las fases ya sea monocomponente o multicomponenes; puesto que se mide el volumen ms no la masa, la ecuacin usualmente puede expresarse en trminos de volumen:

La conversin de la ecuacin en trminos de volumen es aceptable ya que se considera que la densidad de los hidrocarburos que se extraen permanece constante. Esto es usualmente cierto para yacimientos de aceite negro, los yacimientos de aceite voltil y de gas condensado requieren un mtodo especial.La aplicacin del balance de masa puede dividirse en dos partes, la primera es la estimacin del aceite original in-situ y la segunda es la prediccin del comportamiento futuro.La calidad de los datos obtenidos a travs del balance de materia est en funcin de los datos histricos alimentados que consisten en produccin y presin para determinar el volumen producido.

1.2.4 Curvas de declinacin: En las curvas de declinacin se grafican los datos de rata contra tiempo y por medio de la extrapolacin de la curva obtenida se estima la produccin en un determinado tiempo, esto no requiere ninguna suposicin a cerca A, h, , Sw o FR, ya que los datos que se requieren son los de produccin. Las curvas de declinacin proporcionan un fcil anlisis y a menudo dan buenos resultados. Su mayor desventaja es su aparente facilidad.Las curvas de declinacin no son simplemente curvas, en efecto, ellas pueden ser consideradas ms difciles de analizar que las pruebas rata-transiente.

1.3. Porosida: La porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad).

Matemticamente:

: volumen poroso.: volumen total.

De acuerdo a la interconexin del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

Cuando se habla de la porosidad de una formacin este parmetro se define como la relacin entre el volumen efectivo ocupado por los fluidos del yacimiento dentro de la estructura rocosa y el volumen total de la estructura.

Esta es una propiedad puntual, es decir varia de un lugar a otro dentro del yacimiento, ya que depende de los diversos procesos de sedimentacin mediante los cuales se form la roca, es por esto que se utiliza la porosidad promedio o ponderada como un valor representativo de este en todo el yacimiento. Para obtener esta propiedad se realizan pruebas a ncleos de formacin obtenidos durante la perforacin de pozos.

1.4. Saturacin de agua: Es la fraccin de volumen que ocupa cada tipo de fluido(agua, gas o aceite) respecto al volumen poroso total:

Como se puede observar, esta propiedad depende de la porosidad y por lo tanto tambin es una propiedad puntual, es decir varia en el yacimiento, por tal motivo es necesario aplicar el valor promedio ponderado de diferentes puntos, para obtener un valor representativo de esta propiedad del yacimiento.

2. PROCEDIMIENTO.

INICIO

Prender el planmetro y ajustar la escala

Ubicar el lector de la lupa sobre un punto de partida y retornar sobre la curva ispoca, en sentido de rotacin de las agujas del reloj

Tomar tres lecturas consecutivas y promediar las reas

Si An/An+1 < 0,5

NoSi

Utilizar VB=((1/2)h)*(An+An+1)

Utilizar VB=((1/3)*h)*(An+An+1+((An+An+1)^(1/2))

Sumar todos los volmenes y calcular VB total

Calcular el petrleo original in-situ y el gas en solucin.

Ahora se calcula el gas producido y remanente y el factor de recobro.

FIN

3. TABLAS.

TABLA 3.1. rea encerrada por cada ispaca.

COTAAREA (Acres)

BASE6332.04

15714.28

24806.17

34089.57

43675.672

53280.3056

62298.0672

71630.8864

8722.7792

9555.984

10284.1694

11105.0192

1212.3552

136.1776

TABLA 3.2. Datos de porosidad y saturacin de agua promedios por intervalos netos productores del campo San Francisco.

TABLA 3.3. Datos del fluido de Yacimiento campo San Francisco.

4. MUESTRA DE CALCULOS.

Se calcula la razn de reas :

COTAAREA (Acres)

BASE6332.046332.04

15714.280,902439

24806.170,841081

34089.570,850900

43675.6720,898792

53280.30560,892437

62298.06720,700565

71630.88640,709677

8722.77920,443182

9555.9840,769231

10284.16940,511111

11105.01920,369565

1212.35520,117647

136.17760,500000

Como en las cotas desde la base a la cota 7, adems de la 9 y 10, los resultados de la razn de rea son mayores a 0.5, se procede a hallar el volumen bruto de la roca mediante la ecuacin trapezoidal:

El espesor de cada intervalo de las ispacas es de 10 ft, por lo tanto:51

Para los intervalos restantes se utiliza el mtodo piramidal ya que el resultado de la razn de reas es menor o igual a 0.5, por lo tanto:

Volumen total bruto de la roca:

De la tabla 3.2 se obtienen los valores de porosidad y saturacin promedio con la siguiente ecuacin:

= 0.169

= 0.135

El calculo del factor volumtrico del aceite se realiza con la correlacin de standing:

Con el factor volumtrico del aceite se puede hallar el volumen de petrleo original in-situ con la siguiente ecuacin:

Para el calculo del gas total en solucin en el petrleo original se utiliza la siguiente ecuacin:

Para calcular el volumen del gas in-situ se utiliza: para el calculo de las propiedades pseucriticas se utiliz las correlaciones de standing y por ultimo el factor de desviacin Z con la correlacin de papay, para finalmente obtener el con

5. TABLA DE RESULTADOS.

PROPIEDADES DE YACIMIENTO

PropiedadValor

Porosidad representativa por pozo0.169

Saturacin de agua representativa por pozo0.135

VOLUMEN DE PETROLEO ORIGINAL

PropiedadValorMtodo

Volumen de petrleo In-situ a condiciones de superficieVolumtrico

PROPIEDADES DEL GAS

PropiedadValor

Volumen de gas In-situ a condiciones de superficie

Factor Volumtrico del gas a condiciones iniciales

Gas en solucin petrleo a condiciones iniciales

6. ANLISIS DE RESULTADOS.

Esta prctica es fundamental para la estimacin del posible petrleo, gas condensado o condensado original in-situ, que contiene un yacimiento determinado.

El volumen de petrleo inicial es mayor a condiciones de yacimientos que a condiciones estndar. Esto se debe a que el petrleo se encuentra a altas temperaturas y presiones en el yacimiento, luego, cuando el petrleo es extrado a superficie las condiciones de presin y temperatura son menores, esto causa que el gas que se encuentra en solucin con el petrleo se libere y por tanto el volumen de petrleo que obtenemos en superficie es menor. El factor volumtrico calculado fue de ( BY/BS) y es de suma importancia, ya que indica los cambios de volumen del petrleo al cambiar de condiciones, lo que se traduce en que se necesitan barriles de petrleo en el yacimiento para producir 1 barril en superficie.

El caso contrario sucede con el gas, el cual tiende a expandirse al pasar de las condiciones del yacimiento a las condiciones de superficie, por consiguiente en superficie se obtiene mayor cantidad de gas.

Por ltimo, es necesario resaltar la importancia del mtodo volumtrico en el clculo de reservas, ya que por las altas invasiones econmicas que conlleva la explotacin de hidrocarburos, para que una formacin sea rentablemente explotada, debe contener buenos volmenes de hidrocarburos

7. FUENTES DE ERROR.

Se sabe que los clculos hechos en este laboratorio dependen directamente del volumen de la estructura, que fue obtenido a partir de las lecturas de las diferentes reas en cada cota ledas sobre el mapa por medio del planmetro.

Es por esto que la principal fuente de error la encontramos en el manejo del planmetro, pues este no se encuentra calibrado, por otro lado, la medicin no se pudo hacer con las unidades indicadas por lo que conllev a la realizacin de mas clculos para la conversin de unidades con lo que el porcentaje de error puede aumentar. Adems hay que agregar los errores humanos al manipular este instrumento y a la hora de considerar cuales valores son los que ms se aproximan entre s para sacar el promedio de las reas medidas.

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

El mtodo volumtrico es una importante herramienta analtica que permite determinar reservas de hidrocarburos. La veracidad de este mtodo esta en manos de una buena lectura del planmetro dado que depender el cociente de las reas el cual indicar la ecuacin correcta a usar. El planmetro es una herramienta til para determinar el rea encerrada por cada ispaca, aunque su precisin depende principalmente de la habilidad del operador. Es necesaria una buena interpretacin de los mapas del subsuelo a la hora de emplear el mtodo volumtrico, dado que por medio de l se podr conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petrleo, gas, condensado, entre otros. Para determinar el volumen aproximado del yacimiento por medio de la integral es mas preciso, dado que el toma un volumen ms cercano al real en cambio que por medio de la ecuacin trapezoidal y piramidal se toma el volumen como una figura geomtrica y no se considera que el volumen del yacimiento es irregular. El factor volumtrico proporciona informacin importante acerca de los cambios de volumen que experimenta el petrleo, gas, condensado, al pasar de las condiciones de yacimientos a las condiciones de superficie. Es por esto que permite calcular el volumen a condiciones de superficie, a partir del volumen de petrleo a condiciones de yacimientos. Realizar una explicacin rpida pero clara sobre el uso del planmetro para reducir las fuentes de error. Para cada grupo de trabajo proporcionar un mapa y un planmetro y as garantizar el entendimiento del proceso de medicin de un yacimiento, mediante el procedimiento practico.

9. RESPUESTA AL CUESTIONARIO.

1. Cuales son los pasos a seguir para la construccin de un mapa ispaco?

Una curva estructural es una lnea imaginaria que conecta puntos de igual posicin estructural en el subsuelo, por consiguiente un mapa estructural muestra la configuracin de un horizonte o estrato.

Los datos para su construccin deben ser referidos a una lnea base, que por lo general es el nivel del mar.

Informacin requerida: Ubicacin exacta de cada punto de observacin. Profundidad de los marcadores bajo la superficie. Composicin conocida de las rocas. Marcadores estratigrficos seleccionados.

CONSTRUCCION:

Interpolacin Trazado. Interpretacin. Utilizacin.

Los datos litolgicos y paleontolgicos son utilizados en la determinacin del tope de una unidad, si el propsito del mapa es mostrar la estructura geolgica. Cuando no se dispone de ripios o ncleos para evaluarlos, se utilizan los registros de pozos.

El intervalo entre las curvas depende de la diferencia de elevacin dentro del rea de estudio, logrndose proporcionar un suficiente numero de isolineas que muestran una interpretacin razonablemente clara de la estructura del subsuelo.

2. Cmo se clasifica el limite fsico y convencional de los yacimientos?

Para el clculo del volumen original de hidrocarburos promedio de los mtodos volumtricos no siempre se tienen o conocen los lmites hasta donde debe ser calculado el volumen, ante lo anterior se han definido diferentes tipos de lmites los cuales son:

LMITES FSICOSEstn definidos por la accin geolgica (falla, discordancia, disminucin de permeabilidad, etc.), por el contacto agua-hidrocarburos disminucin de saturacin de hidrocarburos, porosidad o por el efecto combinado de ellos.

LMITES CONVENCIONALESEstn de acuerdo a normas o criterios establecidos por expertos en la estimacin de reservas en las diferentes regiones; por lo cual no son nicas y los mismos criterios pueden ser representativos para un grupo y no para otros, adicionalmente estos criterios pueden cambiar de acuerdo a la disposicin de nueva informacin obtenida durante el desarrollo de la exploracin del yacimiento, algunos de los criterios son:

a. Los lmites fsicos obtenidos a travs de mediciones confiables como pruebas depresin-produccin, modelos geolgicos, etctendrn mayor confiabilidad que cualquier lmite convencional.b. Si el lmite fsico del yacimiento se estima est presente a una distancia mayor de un espaciamiento entre pozos, de los pozos situados ms al exterior, se fijar como lmite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias.c. En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el limite fsico se estimar 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 ms cercano a l.d. En el caso de tener un pozo a una distancia de dos espaciamientos, este deber tomarse en cuenta para el trazo de la poligonal que define el rea probada.

Para la estimacin de las reservas de un yacimiento se tomar como rea probada la limitada fsicamente y de no existir esta, se utilizar la limitada convencionalmente.

3. Cmo se clasifican las reservas de hidrocarburos?

Las reservas de hidrocarburos son las cantidades de hidrocarburos que se anticipa sern recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada.

Todas las estimaciones de la reserva involucran algn grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geolgicos e ingenieriles fiables en el momento de la estimacin y la interpretacin de estos datos. El mtodo de estimacin se llama determinstico cuando los datos geolgicos, ingenieriles y econmicos se usan para generar un nico nmero de estimacin de reserva y probabilstico cuando se genera un rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas.

El grado relativo de incertidumbre puede manifestarse asignando a las reservas una de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas. De esta manera, las reservas no probadas tienen menor certeza de existir que las reservas probadas.

RESERVAS PROBADAS Las reservas probadas son cantidades de petrleo que, por el anlisis de datos geolgicos y de ingeniera, puede estimarse con razonable certeza que sern comerciables recuperables en un futuro definido bajo las condiciones econmicas, los mtodos, y las regulaciones gubernamentales actuales. Las reservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no desarrolladas. En general las reservas son consideradas probadas cuando la producibilidad comercial del reservorio se apoya en test de produccin real o pruebas de la formacin. En este contexto el trmino probadas se refiere a las cantidades reales de reserva de petrleo y no solo a la productividad del pozo o reservorio. En ciertos casos, en nmero correspondiente a reservas probadas puede asignarse sobre la base de estudios de pozo y/o anlisis que indiquen que el reservorio es anlogo a los reservorios en la misma rea que estn produciendo (o han probado la posibilidad de producir) en las pruebas de la formacin. El rea de reservorio considerada como contenido de reservas incluye el rea de reservas delineada por perforacin de pozos y definida por los contactos Agua Petrleo ( si se conocen ) y las reas no perforadas del reservorio que pueden juzgarse en la forma razonable como comercialmente productivas, sobre la base de los datos geolgicos y de ingeniera disponible. En la ausencia de datos en los contactos de Agua Petrleo, el punto de menor ocurrencia de hidrocarburos controla el lmite de las reservas probadas, salvo que este lmite este indicado por otras pruebas definidas geolgicas, o datos ingenieriles. Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si los medios para procesar y transportar esas reservas para ser comercializadas estn operacionales en el momento de la estimacin o hay una expectativa razonable que se instalaran tales medios.

DESARROLLADASLas Reservas Desarrolladas son las reservas que se esperan recuperar de los pozos existentes, incluso las reservas behind pipe (detrs de la caera). Las reservas provenientes de recuperacin asistida son consideradas desarrolladas slo despus de que el equipo necesario se ha instalado, o cuando los costos para hacerlo sean relativamente menores. Pueden sub-categorizarse como reservas desarrolladas en produccin o no en produccin.

Desarrolladas en produccin: son aquellas que se espera que sea recuperadas de zonas que estn abiertas y produciendo en el momento de la estimacin. Reservas desarrolladas en produccin provenientes de recuperacin asistida son consideradas como tales despus de que el proyecto de recuperacin asistida est en el funcionamiento.

Desarrolladas no en produccin: Incluye las reservas shut in y behind pipe. Las reservas shut inse espera que sern recobradas de: (1) zonas abiertas en el momento de la estimacin pero que no han empezado a producir (2) pozos cerrados por condiciones del mercado o falta de conexin, o (3) pozos no productivos por razones mecnicas. Las reservas behind-pipe son las que se esperan recuperar de las zonas con pozos existentes que requerirn trabajos de completamiento antes de ser puestos en produccin.

RESERVAS NO DESARROLLADASLas reservas no desarrolladas son aquellas que se espera recuperar de: (1) los nuevos pozos en reas no perforadas, (2) de profundizar los pozos existentes a un reservorio diferente, o (3) donde se requiere una inversin relativamente grande para completar un pozo existente o (b) montar instalaciones de produccin o transporte para proyectos de recuperacin primaria o asistida.

RESERVAS NO PROBADAS Las reservas no probadas se basan en datos geolgicos, ingenieriles y econmicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; pero las incertidumbres tcnicas, contractuales, econmicas, o de regulacin evitan ser clasificadas como probadas. Las Reservas No Probadas pueden ser clasificadas en Reservas No Probadas Probables y Reservas No Probadas Posibles. Las reservas no probadas pueden estimarse asumiendo condiciones econmicas futuras diferentes de aqullas prevalecientes en el momento de la estimacin. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones econmicas y los desarrollos tecnolgicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las clasificaciones probables y posibles. RESERVAS NO PROBADAS PROBABLES Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el anlisis geolgico e ingenieril de los datos sugiere que es ms probable que sean producidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los mtodos probabilsticos, debe haber por lo menos un 50% probabilidad que la recuperada final igualar o exceder la suma de las reservas probadas ms las probables. En general, las reservas probables pueden incluir:

Las reservas que se anticipa sern probadas cuando se perforen pozos de desarrollo, en los casos en los que el conocimiento del reservorio es insuficiente para clasificar estas reservas como probadas. Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basndose en anlisis de pozos, pero faltan datos de corazones o pruebas definitivas; o cuyos reservorios no son anlogos a reservorios del rea que estn en produccin o que contienen reservas probadas. Las reservas incrementales atribuibles a pozos intercalares que hubieran podido ser clasificados como probadas si la distancia entre pozos hubiera sido permisible por las regulaciones en el momento de la estimacin (fuera del radio de drenaje) (N del T). Las reservas atribuibles a mtodos de la recuperacin asistida repetidamente exitosos cuando a) el proyecto piloto est planeado pero no ejecutado (b) la roca reservorio, los fluidos, y caractersticas del reservorio parecen favorables para su aplicacin comercial. Las reservas en una zona de la formacin que parece estar separada del rea de reservas probadas por una falla geolgica y la interpretacin geolgica indica el rea objetivo se encuentra estructuralmente ms alta que el rea de reserva probada. Las reservas atribuibles a un workover futuro, tratamiento, el cambio de equipo, u otros procedimientos mecnicos dnde tal procedimiento no se ha probado exitoso en pozos que exhiben conducta similar en reservorios anlogos. Las reservas incrementales en reservorios probadas dnde una interpretacin alternativa de produccin o datos volumtricos indican ms reservas que las que pueden ser clasificadas como probadas.

RESERVAS NO PROBADAS POSIBLES Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el anlisis geolgico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los mtodos probabilsticos, debe haber por lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualar o exceder la suma de las reservas probadas ms las probables ms las posibles. En general, las reservas posibles pueden incluir:

Las reservas que, basadas en las interpretaciones geolgicas, posiblemente podran existir ms all de reas clasificadas como probables, Las reservas en formaciones que parecen ser productivas basadas en perfiles de pozo y anlisis de coronas pero pueden ser no productivas en a las operaciones comerciales, Reservas incrementales atribuidas a procesos de perforacin intercalar que estn sujetos a incertidumbre tcnica, Las reservas atribuidas a mtodos de la recuperacin asistida cuando (a) un proyecto piloto se planea pero no est en operacin y (b) la roca reservorio, el fluido, y las caractersticas del reservorio son tales que existe una duda razonable acerca de la comercialidad del proyecto, Las reservas en un rea de la formacin que parece estar separada por fallas geolgicas del rea de reservas probadas y la interpretacin geolgica indica que el rea objetivo se encuentra estructuralmente ms baja que el rea de reservas probadas.

4. Qu son yacimientos volumtricos y no volumtricos?

Es una clasificacin de acuerdo a variaciones del volumen originalmente disponible dehidrocarburos, en este no existe un acufero adyacente al yacimiento (yacimientocerrado).

10. BIBLIOGRAFA.

PARRA Pinzn, Ricardo. Propiedades fsicas de los fluidos de Yacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniera. Neiva, 2005. Captulo 3; Captulo 7.

PARRA Pinzn, Ricardo. Laboratorio de Yacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniera. Neiva, 1990. Prctica 1: Determinacin del petrleo original in-situ de un yacimiento por el mtodo volumtrico.

PARIS De Ferrer, Magdalena. Fundamentos de ingeniera de yacimientos. Universidad de Zulia. Capitulo 3 Propiedades de los fluidos; Capitulo 5 Propiedades de la roca; Capitulo 8 Balances de materia.

ESCOBAR Macualo, Freddy Humberto. Fundamentos de ingeniera de yacimientos. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniera. Capitulo 2 Propiedades fsicas del medio poroso; Capitulo 4 Clculos volumtricos de hidrocarburos; Capitulo 5 Balance de materia.