Tipos de reservas de petróleo

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DEFINICIONES BÁSICAS DE RESERVAS
© 2003 Pemex Exploración y Producción

Las propias definiciones de reservas inducen a calificar la cantidad y calidad de la información para reflejarla no solamente en la cuantificación de las reservas sino en la clasificación de las mismas. Por consiguiente, la aplicación correcta de las definiciones de reservas cuantifica volúmenes extraíbles de hidrocarburoscuya certidumbre está asociada a juicios basados en la información existente, y cuyo resultado es precisamente la clasificación de las magnitudes de las reservas.

Un proyecto de explotación es el plan acerca de cómo los volúmenes de hidrocarburos en el subsuelo son producidos en el tiempo, y por tanto, constituye la formalización económica de la reserva.Los ingredientes económicos como el precio de los hidrocarburos, el capital a erogar y los costos de operación son elementos clave para clasificar a las reservas. Por ejemplo, las reservas probada y probable deben generar un valor económico positivo, mientras que la reserva posible puede generar uno negativo. En algunos casos, la reserva posible es clasificada como tal si sumarginalidad puede ser superada con el abatimiento de costos de operación o aumentos ligeros en el precio de los hidrocarburos, de otra manera, estos recursos descubiertos pasan a ser recursos contingentes, es decir, son recursos descubiertos no económicos.

Estas definiciones relacionadas a reservas de hidrocarburos se hacen con el propósito de uniformizar conceptos. Términos como volúmenesoriginales, reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos se establecen de acuerdo a estas organizaciones:

 Society of Petroleum Engineers (SPE).
 American Association of Petroleum Geologists (AAPG).
 La organización de comités nacionales World Petroleum Congresses (WPC).

También, para el caso de reservas probadas, de acuerdo a las definiciones emitidas por la U. S. Securitiesand Exchange Commission (SEC).

En términos generales, es posible afirmar que la aplicación de los lineamientos SEC produce cifras más conservadoras que aquellas derivadas de la aplicación de las reglas SPE-WPC.

1. Volumen original de hidrocarburos

El volumen original es la cantidad de hidrocarburos que se estima existe inicialmente en un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio,a la temperatura y presión prevaleciente en el yacimiento, y suele expresarse a condiciones de superficie.

El volumen puede inferirse por procedimientos deterministas o probabilistas. Los primeros incluyen, principalmente, a los volumétricos, balance de materiales y simulación numérica. Los segundos modelan la incertidumbre de parámetros como porosidad, saturación de agua, espesores netos,gastos iniciales, entre otros, como funciones de probabilidad para el volumen original.

El método volumétrico se fundamenta en la estimación de las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos en el yacimiento. Las propiedades petrofísicas principales son la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos, la presión capilar y el factor de formación, entre otras. Asimismo, otroelemento fundamental es la geometría del yacimiento, representado en términos de área y espesor neto.

Dentro de los productos a obtener para estimar el volumen original destacan los siguientes:

i. Volumen de roca que contiene hidrocarburos.

ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos en el volumen de roca que los contiene.
iii. Fluidos identificados y sus propiedades, con elpropósito de establecer el volumen de hidrocarburos a condiciones de superficie o condiciones estándar.

Las unidades de volúmenes de crudo son millones de barriles (MMBLS) y de volúmenes de gas natural son miles de millones de pies cúbicos (MMMPC), todas ellas expresadas a condiciones atmosféricas, denominadas también condiciones estándar, normales o de superficie.

El concepto de reservas...
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