Clasificacion De Los Reservorios

CAPITULO II

CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS


1. Reservorio de gas y condensado.-


Producen un líquido ligeramente café o pajizo, con una densidad relativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones gas y aceite instantáneos que varían de 1500 a 12000.
Se consideran yacimientos de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una relación gas petróleo entre 550 y27.000 m3/m3 y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 ºAPI.
Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas para garantizar su representatividad.
Elestudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada. 
En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:
1. La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuadoprocedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.
2. A lainversa de la situación anterior, la presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a lasaturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.
3. La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición desaturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). 
En esta página se discute en detalle la tercera de las alternativas mencionadas debido a que, como ya se mencionó, es la situación más frecuente (cercana al 90 % de los casos) y porque la interpretación esbozada no es la única interpretación posible. Una alternativa, que probablemente coincida con la situación más frecuente, es que el fluido en elreservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil. 
En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en elreservorio.
Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes:
1. El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el gas lo desplazó de la misma en una migración posterior.
2. El petróleo es elresultado de una condensación de líquido a escala de reservorio (despresurización y/o  disminución de temperatura en tiempos geológicos).
3. El petróleo corresponde a una migración posterior  a la del gas y por lo tanto nunca ocupó completamente la trampa.
En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la...