Usos y limitaciones del método de Balance de Materiales...... Parte II
Otra fuente de error se introduce en la determinación de la presión promedio del yacimiento al final de cada intervalo de producción. Aparte de los errores instrumentales y aquellos introducidos debido a las dificultades en obtener las presiones estáticas o restauraciones de presión finales reales, frecuentemente se presenta el problema de promediar correctamente las presiones de pozos individuales. Para formaciones más gruesas de permeabilidades altas y crudos poco viscosos, cuando la restauración de presión final es obtenida fácil y precisamente, y cuando hay tan solo una diferencia de presión pequeña en el yacimiento, se obtienen fácilmente valores confiables da la presión promedio del yacimiento. Por otra parte, en formaciones más delgadas de baja permeabilidad, y crudos de alta viscosidad, se encuentran dificultades en obtener presiones de recobro finales exactas, y generalmente existen grandes variaciones de presión a lo largo del yacimiento. Estos son comúnmente promediados preparando mapas isobáricos sobrepuestos en mapas isópacos. Éste método usualmente provee resultados confiables a menos que las presiones medidas en el pozo sean erráticas y por ende no puede ser contorneada precisamente. Estas diferencias se pueden deber a las variaciones en el espesor y permeabilidad de la formación y en la producción del pozo y las tasas de producción.
Por otra parte, se encuentran dificultades en formaciones en producción que son conformadas por dos o más zonas o estratos de permeabilidades diferentes. En este caso, las presiones son generalmente más altas en los estratos de baja permeabilidad, y debido a que las presiones son cercanas a aquellas en las zonas de alta permeabilidad, las presiones estáticas medidas tienden a ser más bajas, y el yacimiento se comporta como si contuviera menos petróleo. Schilthuis explicó este fenómeno refiriéndose al petróleo en las zonas más permeables como petróleo activo y observando que el petróleo activo calculado usualmente aumenta con el tiempo porque el petróleo y el gas en las zonas de baja permeabilidad se expanden lentamente para ayudar a compensar el descenso de la presión. Esto también es cierto en los campos que no han sido desarrollados completamente, debido a que la presión promedio puede ser sólo la de la porción desarrollada mientras que la presión es mayor en las porciones no desarrolladas
El efecto de los errores de presión en valores calculados de petróleo inicial o influjo de agua depende del tamaño de los errores en relación a la caída de presión en el yacimiento. Esto es cierto porque la presión entra en la ecuación de balance de materiales principalmente como las diferencias (Bo-Boi), (Rsi-Rs), y (Bg-Bgi). Debido que el influjo de agua y la expansión de la capa de gas tienden a compensar la caída de presión, los errores en la presión son más serios que para el caso del agotamiento en yacimientos sub-saturados. En el caso de acuíferos muy activos y capas de gas que son grandes comparadas con la zona asociada de petróleo, el balance de materiales es inútil para determinar el volumen inicial de petróleo en sitio debido a la pequeña disminución de presión en el yacimiento. Hutchinson enfatizó la importancia de obtener valores exactos de las presiones estáticas del pozo, en su estudio cuantitativo del efecto de los errores de data en los valores de volumen inicial de petróleo o gas en yacimientos subsaturados de petróleo, respectivamente.
Por otra parte, se encuentran dificultades en formaciones en producción que son conformadas por dos o más zonas o estratos de permeabilidades diferentes. En este caso, las presiones son generalmente más altas en los estratos de baja permeabilidad, y debido a que las presiones son cercanas a aquellas en las zonas de alta permeabilidad, las presiones estáticas medidas tienden a ser más bajas, y el yacimiento se comporta como si contuviera menos petróleo. Schilthuis explicó este fenómeno refiriéndose al petróleo en las zonas más permeables como petróleo activo y observando que el petróleo activo calculado usualmente aumenta con el tiempo porque el petróleo y el gas en las zonas de baja permeabilidad se expanden lentamente para ayudar a compensar el descenso de la presión. Esto también es cierto en los campos que no han sido desarrollados completamente, debido a que la presión promedio puede ser sólo la de la porción desarrollada mientras que la presión es mayor en las porciones no desarrolladas
El efecto de los errores de presión en valores calculados de petróleo inicial o influjo de agua depende del tamaño de los errores en relación a la caída de presión en el yacimiento. Esto es cierto porque la presión entra en la ecuación de balance de materiales principalmente como las diferencias (Bo-Boi), (Rsi-Rs), y (Bg-Bgi). Debido que el influjo de agua y la expansión de la capa de gas tienden a compensar la caída de presión, los errores en la presión son más serios que para el caso del agotamiento en yacimientos sub-saturados. En el caso de acuíferos muy activos y capas de gas que son grandes comparadas con la zona asociada de petróleo, el balance de materiales es inútil para determinar el volumen inicial de petróleo en sitio debido a la pequeña disminución de presión en el yacimiento. Hutchinson enfatizó la importancia de obtener valores exactos de las presiones estáticas del pozo, en su estudio cuantitativo del efecto de los errores de data en los valores de volumen inicial de petróleo o gas en yacimientos subsaturados de petróleo, respectivamente.
Traducción del Libro: Craft,Hawkins. Applied Petroleum Reservoir Engineering. Second Edition. 1991. Paginas: 64-66
