Manual de estudios integrados de yacimientos

 MANUAL DE ESTUDIOS INTEGRADOS DE YACIMIENTOS VOLUMEN 1 CAPÍTULO 1 DOCUMENTOS GENERALES

PDVSA N°

GLOSARIO

EIY–01–01–00

0

SEP.09

REV.

FECHA

Emisión Original

APROB. José Jiménez 

PDVSA, 2005

TÍTULO

55

DESCRIPCIÓN FECHA SEP.09

R.CH.

J.J.

L.T.

PAG. REV. APROB. APROB. APROB. Luis Tovar

FECHA SEP.09 ESPECIALISTAS

ESTUDIOS INTEGRADOS DE YACIMIENTOS 

GLOSARIO

PDVSA EIY–01–01–00

REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

Página 1 .Menú Principal

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. Está prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio (electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores”.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

“La información contenida en este documento es propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. Está prohibido su uso y reproducción total o parcial, así como su almacenamiento en algún sistema o transmisión por algún medio (electrónico, mecánico, gráfico, grabado, registrado o cualquier otra forma) sin la autorización por escrito de su propietario. Todos los derechos están reservados. Ante cualquier violación a esta disposición, el propietario se reserva las acciones civiles y penales a que haya lugar contra los infractores”.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Índice 1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17 3.18 3.19 3.20 3.21 3.22 3.23 3.24 3.25 3.26 3.27 3.28 3.29 3.30 3.31 3.32 3.33 3.34 3.35

Acuífero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Acuífero Activo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Acuífero Finito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Acuífero Infinito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ambiente Sedimentario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Análisis Multivariado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Análisis PVT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Análisis PVT Compuesto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Área . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Área Corporativa Específica (ACE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Área Geológica – Geográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Asfaltenos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Avance frontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Balance de Materiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Base Erosiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bioestratigrafía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bi Bitumen o Arena Bituminosa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Buzamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calor Específico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calor Específico del Agua (Cew) y del Vapor (Cev) . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calor Latente de Vaporización del Agua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calidad del Vapor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Campos de Hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capa Estratigráfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capacidad Calorífica de Rocas Saturadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calor Sensible del Agua Saturada (hw) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Capilaridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Casquete de Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cemento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Compactación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Co Compatibilidad de Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Completación o Terminación de Pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Comportamiento de Afluencia del Yacimiento, IPR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Compresibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9 9 9 9 9 9 9 9 9 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 12 12 13 13 13 13 13 13 13 13 14 14 14


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.36 3.37 3.38 3.39 3.40 3.41 3.42 3.43 3.44 3.45 3.46 3.47 3.48 3.49 3.50 3.51 3.52 3.53 3.54 3.55 3.56 3.57 3.58 3.59 3.60 3.61 3.62 3.63 3.64 3.65 3.66 3.67 3.68 3.69 3.70 3.71 3.72 3.73 3.74 3.75 3.76 3.77

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Co Condensación Retrógrada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conductividad Térmica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Coordenada UTM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Coque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Core Gamma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Correlaciones PVT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Covarianza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cron . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cronoestratigrafía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Crudo Condensado de Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Crudos Extrapesados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Crudos Livianos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Crudos Medianos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Crudos Pesados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cuenca Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curva de Demanda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curvas de Permeabilidad Relativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curvas de Presión Capilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Curva de Proporción Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Da Datos Bioestratigráficos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Datos Petrográficos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Datum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Densidad Aparente del Gas en el Líquido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Densidad del Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desplazamiento en Línea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desplazamiento por Expansión de Capa de Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desplazamiento por Gas en Solución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . De Desplazamiento Hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desplazamiento Miscible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desviación Estándar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagénesis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagrama Temperatura –Entalpía para el Agua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diferencial de Presión (Pws–Pwf) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Di Difracción de Rayos X (Xrd) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Discordancia Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribución de Probabilidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distrito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Drenaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Edad Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Efecto de Klinkenberg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Efecto Pepita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Eficiencia de Flujo (EF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

14 14 14 15 15 15 15 15 15 15 15 16 16 16 16 16 16 6 16 17 17 17 17 17 17 18 18 18 18 18 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20 20 20


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.78 Equipo Técnico Multidisciplinario (ETM) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.79 Emulsión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.80 Entalpía del Vapor Seco y Saturado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.81 Entubado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.82 Eon . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.83 Epoca Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.84 Era Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.85 Escalamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.86 Escalamiento de Datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.87 Espacio Muestral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.88 Estacionaridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.89 Estimación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.90 Estrangulador (ck) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.91 Estratigrafía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.92 Es Estructuras Sedimentarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.93 Evento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.94 Experimento Estadístico (S) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.95 Exploración Petrolera . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.96 Facies Sedimentarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.97 Factor de Compresibilidad (Z) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.98 Factor de Merma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.99 Factor de Recobro Actual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.100 Fa F actor de Recobro Esperado o Total / Recobro Final . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.101 Fa Factor Volumétrico del Agua en el Yacimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.102 Fa Factor Volumétrico del Gas en el Yacimiento (Bg) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.103 Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.104 Factor Volumétrico Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.105 Fallas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.106 Fases de Explotación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.107 Fase Mojante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.108 Fase No Mojante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.10 .109 FEL FEL (Def (Defin inic iciión de Pro Proyect ectos, sig siglas las en ing inglés lés de Fron Frontt–End End–Loadin ding) 3.110 Fluido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.111 Flujo Fraccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.112 Flujo Laminar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.113 Fl F lujo Multifásico en tuberías verticales (VFP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.114 Flujo Continuo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.115 Flujo Semicontinuo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.116 Formación Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.117 Fracturas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.118 Formato Rescue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.119 Fósiles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21 21 21 21 21 21 21 21 22 22 22 22 22 22 22 23 23 23 23 23 23 23 24 24 25 25 25 25 26 26 26 26 26 26 27 27 27 27 27 7 27 27


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.120 Función Y . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.121 Geoestadística . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.122 Geomodelador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.123 Geoquímica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.124 Grado de Sobrecalentamiento (Svc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.125 Gráfico de Box . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.126 Gráfico Cruzado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.127 Gráfico de Dispersión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.128 Gráfico de Frecuencia Acumulativa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.129 Gravedad API . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.130 Gravedad Específica del Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.131 Histéresis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.132 Histograma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.133 Humectabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.134 Hundimiento o Subsidencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.135 Icnofósiles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.136 Imbibición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.137 Incertidumbre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.138 Índice de Inyectividad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.139 Índice de Productividad (J) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.140 Impregnación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.141 Intervalo de Completación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.142 Latitud Geográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.143 Lente Estratigráfico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.144 Ley de Darcy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.145 Liberación de Gas en Solución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.146 Litoestratigrafía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.147 Llanura de Inundación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.148 Longitud Geográfica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.149 Lutita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.150 Macroscópicamente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.151 Malla Fina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.152 Malla Gruesa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.153 Mantenimiento de Presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.154 Mapa del Variograma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.155 Mapa Estructural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.156 Matriz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.157 Matriz de Proporción Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.158 Mecanismos de Expulsión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.159 Media . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.160 Mediana . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.161 Mediciones Experimentales de Mojabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

28 28 28 29 29 29 29 30 30 30 30 30 31 31 31 31 31 31 31 31 32 32 32 32 32 32 32 32 32 33 33 33 33 33 33 33 34 34 34 34 34 34


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.162 Mediciones Experimentales de Permeabilidad Relativas . . . . . . . . . . . . . 3.163 Mediciones Experimentales de Presión Capilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.164 Meseta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.165 Método Dinámico o Estado No estable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.166 Método Estado Estable . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.167 Microscopia Electrónica de Barrido (SEM) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.168 Miembro de Formación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.169 Miscibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.170 Moda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.171 Modelaje Integral del Activo para el Soberano (MIAS) . . . . . . . . . . . . . . . . 3.172 Modelo con Función Potencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.173 Modelo de Interacción Entre Rocas–Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.174 Modelo Esférico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.175 Modelo Exponencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.176 Modelo Gaussiano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.177 Modelo de Datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.178 Modelo Dinámico de Yacimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.179 Modelo Estático . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.180 Modelo Geoestadístico (Simulación Estocástica) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.181 Modelo Petrofísico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.182 Mojabilidad o Humectabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.183 Muestra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.184 Muestra de Canal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.185 Muestra de Pared . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.186 Núcleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.187 Número de Reynolds . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.188 Parámetros Críticos del Proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.189 Parcelas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.190 Patrón de Inyección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.191 Perfiles o Registros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.192 Período Geológico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.193 Permeabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.194 Permeabilidad Absoluta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.195 Permeabilidad Efectiva (ko,G) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.196 Permeabilidad Relativa (KR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.197 Peso Molecular . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.198 Petrofacies . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.199 Petrofísica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.200 Petróleo Activo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.201 Petróleo Subsaturado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.202 Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.203 Población . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

34 35 35 35 35 36 36 36 36 36 37 37 37 37 37 37 38 38 38 39 39 39 39 40 40 40 40 40 41 41 41 41 41 41 42 42 42 42 42 42 42 42


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.204 POES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.205 Porosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.206 Porosidad Visual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.207 Pozo Direccional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.208 Pozo Horizontal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.209 Pozo Multilateral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.210 Pozo Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.211 Presión de Burbujeo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.212 Presión Capilar (PC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.213 Presión de Fondo Estática (Pws) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.214 Presión de Fondo Fluyente (Pwf) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.215 Presión de Saturación (Psat) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.216 Presión de Rocío . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.217 Presiones Anormales Iniciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.218 Presión Mínima de Miscibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.219 Probabilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.220 Proceso de Drenaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.221 Proceso de Imbibición . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.222 Propiedades Ponderadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.223 Pruebas de Desplazamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.224 Prueba Piloto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.225 Punto Crítico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.226 Punto de Ebullición Promedio Molar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.227 Puntos Extremos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.228 Radio de Garganta de Poros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.229 Rango . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.230 Reacondicionamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.231 Realizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.232 Recombinación de Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.233 Recuperación Mejorada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.234 Recuperación Primaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.235 Recuperación Secundaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.236 Recuperación Terciaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.237 Reentrada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.238 Relación Gas en Solución – Petróleo (Rs) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.239 Relación Gas Libre–Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.240 Reservas Posibles de Hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.241 Reservas Probadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.242 Reservas Probables de Hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.243 Reservas Remanentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.244 Restauración de Presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.245 Riesgo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

42 42 43 43 43 43 43 43 43 43 43 44 44 44 44 44 44 44 44 45 45 45 45 45 45 45 46 46 46 46 47 47 47 48 48 48 48 48 48 48 49 49


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.246 Ripio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.247 Roca . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.248 Roca–Madre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.249 Saturación de Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.250 Saturación Residual Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.251 Sección Fina (SF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.252 Secuencia Sedimentaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.253 Segregación del Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.254 Segregación Gravitacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.255 Semivariograma Experimental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.256 Separación Diferencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.257 Separación Instantánea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.258 Simulación de Líneas de Corrientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.259 Simulación Estocástica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.260 Sistema Rocas–Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.261 Sobrecarga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.262 Subsuelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.263 Técnica de Objetos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.264 Técnica de Pixeles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.265 Temperatura de Saturación del Agua (Ts) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.266 Tensión Superficial de los Líquidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.267 Textura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.268 Tortuosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.269 Trampa Geológica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.270 Unidad de Explotación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.271 Unidades de Flujo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.272 Unidad de Negocio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.273 Unidad Sedimentaria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.274 Universo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.275 Vaciamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.276 Vapor Húmedo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.277 Variable Aleatoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.278 Varianza . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.279 Variograma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.280 Viscosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.281 Viscosidad del Petróleo (uo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.282 Viscosidad del Gas (ug) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.283 Yacimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.284 Zona Surpevisoria . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

49 49 49 49 49 49 49 50 50 50 50 50 51 52 52 52 52 52 52 53 53 53 53 53 53 53 53 54 54 54 54 54 54 54 54 55 55 55 55



REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

GLOSARIO


1

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

OBJETIVO Establecer las definiciones asociadas al Manual de Estudios Integrados de Yacimientos.

2

ALCANCE Aplica a todos los documentos pertenecientes al Manual de Estudios Integrados de Yacimientos.

3

DEFINICIONES

3.1

Acuífero Es un volumen de agua contenido en una capa del subsuelo, conexo o no a una acumulación de hidrocarburos, donde la presión de esta zona regula el flujo de agua. En algunos yacimientos, el acuífero constituye la fuente de energía principal o mecanismo de producción primario para extraer las reservas de hidrocarburos del subsuelo.

3.2

Acuífero Activo Acuífero que rinde grandes volúmenes de agua, bien por su tamaño o porque se rellena.

3.3

Acuífero Finito Acuífero de tamaño limitado r e /rw < 10 con relación al yacimiento.

3.4

Acuífero Infinito Acuífero de gran tamaño, r e /rw > 10 con relación al yacimiento.

3.5

Ambiente Sedimentario Es el lugar de la superficie terrestre donde ocurren procesos que permiten el depósito de sedimentos, que pueden individualizarse en zonas limítrofes por sus características físicas, químicas y biológicas que van también a determinar las propiedades del sedimento. Tradicionalmente se han reconocido tres sitios primarios para el depósito global de sedimentos: (1) Continental, (2) Marino–marginal, y (3) Marino. Cada uno de éstos se encuentra dividido en diferentes sistemas de depósitos, así como en una serie de ambientes y sub–ambientes asociados.

3.6

Análisis Multivariado Es un método estadístico utilizado para determinar la contribución de varios factores en un simple evento o resultado.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.7

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Análisis PVT Es un método que consiste en tomar una muestra de fluidos del yacimiento con el fin de determinar las características termodinámicas, el tipo de fluidos y la composición del mismo, haciendo variaciones con los parámetros de presión, volumen y temperatura. Los estudios PVT se realizan para simular, en el laboratorio, el comportamiento de los fluidos del yacimiento durante las etapas de explotación del mismo. La mayoría de las pruebas son experimentos de agotamiento, donde la presión de una fase homogénea es disminuida en etapas sucesivas, removiendo parte del volumen de fluido del recipiente que lo contiene. La reducción de presión ocasiona la formación de una segunda fase, excepto en mezclas de gas seco o húmedo. Un aspecto importante de las pruebas PVT es la determinación de la composición del fluido a analizar. Dicha composición se realiza para ambas fases: líquido y gas, a través de la técnica de cromatografía o, en algunos casos, se determina la composición del gas por cromatografía y la del líquido por análisis de parafinas–nafténicos–aromáticos (PNA) y destilación simulada.

3.8

Análisis PVT Compuesto Ensayo “mixto” preparado con datos de liberación instantánea y diferencial.

3.9

Área División geográfica de mayor escala, donde se realizan operaciones de exploración y producción.

3.10

Área Corporativa Específica (ACE) División, Distrito Operacional, Organización responsable de las actividades de explotación del yacimiento donde se materializará la prueba piloto que se desea diseñar.

3.11

Área Geológica – Geográfica Es una superficie delineada convencionalmente de manera que cubre una provincia geográfica definida por sus características geológicas de estructura, litología, tipos de acumulaciones petrolíferas, etc. Puede ser separada de sus adyacentes de una manera individual y su extensión territorial es determinada convencionalmente pero debe ser mapeable en escalas convencionales.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.12

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Asfaltenos Son materiales orgánicos que consisten de compuestos en forma de anillo, aromáticos y nafténicos, que contienen moléculas de nitrógeno, azufre y oxígeno. La fracción asfalténica del crudo es definida como la parte orgánica del petróleo que no es soluble en solventes de cadena lineal tales como el pentano o el heptano. Los asfaltenos existen en el petróleo como una suspensión coloidal estabilizada por moléculas de resinas (sistemas de anillos aromáticos). La estabilidad de las dispersiones asfálticas dependen de la tasa de moléculas de resina / asfáltenos. La determinación de la cantidad de resinas es importante para estimar el potencial daño generado por los asfáltenos. Los asfaltenos se precipitan como un resultado de la caída en la presión, flujos turbulentos, ácidos, dióxido de carbono (CO2) en solución, condensado inyectado, mezclas de crudos incompatibles o otras condiciones o materiales que rompan la estabilidad de la dispersión asfalténica. Por ejemplo, en acidificaciones matriciales, los iones de hierro en solución favorecen la deposición de asfaltenos.

3.13

Avance frontal Teoría de desarrollo y movimiento de frentes por la fase desplazante.

3.14

Balance de Materiales Análisis que satisface el principio de conservación de la masa y consiste en un balance entre el volumen de los fluidos contenidos inicialmente en un yacimiento, los volúmenes de fluidos producidos y los volúmenes de fluidos que entran en el yacimiento, ya sea por el aporte de un acuífero o por inyección de fluidos en procesos de recuperación adicional.

3.15

Base Erosiva Este concepto se refiere a la identificación de superficies erosivas durante la descripción de los núcleos. Estos contactos suelen ubicarse por cambios granulométricos fuertes, paleosuelos, entre otras.

3.16

Bioestratigrafía Es la parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos en unidades basadas en la presencia de fósiles e icnofósiles.

3.17

Bitumen o Arena Bituminosa Hidrocarburo en fase sólida o semi sólida. Usualmente contiene sulfuros, metales y otras sustancias que no son hidrocarburos. Tiene viscosidad mayor o igual a 10000 mili pascales por segundo (centiposes) medida a la temperatura original del yacimiento presión atmosférica y libre de gas (crudo muerto).


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.18

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Buzamiento Es el ángulo de inclinación que presentan las capas geológicas con respecto a un plano horizontal, y debe ir acompañado por el sentido hacia donde baja el plano. Representa el sentido u orientación de la inclinación de los estratos en un relieve de plegamiento formado en rocas sedimentarias, que son las que se disponen en forma de capas o estratos.

3.19

Calor Es una forma de energía en tránsito. Es la energía que se transfiere como resultado de una diferencia o gradiente de temperatura. Si hay una diferencia de temperatura el calor siempre viajará del lugar más caliente al más frío.

3.20

Calor Específico Se refiere a la cantidad de calor que se requiere suministrar a una sustancia para aumentar la temperatura de la Unidad de Masa de la Sustancia en un grado, específicamente, desde 60 °F hasta 61 °F.

3.21

Calor Específico del Agua (Cew) y del Vapor (Cev) Se define como la capacidad que tiene una sustancia de absorber o de ceder calor y se mide como la cantidad de BTU que se requiere suministrar para aumentar o disminuir la temperatura de una libra de la sustancia en 1 grado Farenheintz.

3.22

Calor Latente de Vaporización del Agua Es la cantidad de calor que debe suministrársele a una libra de sustancia liquida para pasar del estado líquido al estado de vapor a la temperatura de saturación, a presión constante. Depende de la presión y es inversamente proporcional a ésta.

3.23

Calidad del Vapor Se define como la fracción del peso total que corresponde al vapor seco en una mezcla de vapor y agua.

3.24

Campos de Hidrocarburos Es un área (proyectada en la superficie), que contiene un yacimiento o varios yacimientos agrupados o relacionados entre sí, con la misma estructura geológica o condición estratigráfica. Pueden haber dos o más yacimientos en un campo que estén separados verticalmente, mediante una roca impermeable, o lateralmente por barreras geológicas locales, o ambos. Generalmente, los campos son definidos o delimitados por las autoridades oficiales. La definición de campo se utiliza para agrupar los pozos y yacimientos para fines operacionales y de organización, y facilitan la elaboración de informes o reportes para el control y análisis de los datos oficiales de producción y de reservas de hidrocarburos de los yacimientos.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.25

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Capa Estratigráfica Unidad formal, menor en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas.

3.26

Capacidad Calorífica de Rocas Saturadas Es una propiedad térmica de alto interés para el diseño de Proyectos Térmicos. De su valor depende cuanto Calor se debe suministrar al yacimiento para aumentar la temperatura de la roca y fluidos que lo integran, buscando con ello el máximo rendimiento técnico y económico por BTU requerido.

3.27

Calor Sensible del Agua Saturada (hw) Es la cantidad de calor que requiere una sustancia líquida a presión constante, para elevar su temperatura desde la temperatura de congelación hasta la temperatura de ebullición (de saturación o de vaporización).

3.28

Capilaridad Fenómeno de interfase que se presenta más obviamente en conductos de ínfimo diámetro.

3.29

Casquete de Gas Capa de gas.

3.30

Cemento Material que mantiene unido a los granos de las rocas.

3.31

Compactación Es el fenómeno de reducción del espesor de una formación productora o yacimiento, donde se afectan la porosidad y la permeabilidad de las rocas sedimentarias, ocasionado por el peso de los estratos suprayacentes (presión de sobrecarga) o por la declinación de la presión interna del yacimiento, como consecuencia de la extracción de fluidos, o ambos.

3.32

Compatibilidad de Fluidos Estudiar la compatibilidad entre fluidos del yacimiento y el fluido a inyectar es importante ya que de esto depende la posibilidad de reducir la porosidad y por ende la permeabilidad del yacimiento por precipitación de asfaltenos, producción de escamas, etc. El caso de precipitación de asfaltenos, puede suceder bien sea por caída de presión en el yacimiento o por incompatibilidad entre el crudo de la formación y el gas de inyección. En ambos casos se realizan pruebas de desplazamiento bien sea comenzando por la presión original o actual del


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

yacimiento, depende del caso y realizar el desplazamiento a diferentes presiones hasta conseguir la mínima presión en la cual la precipitación de asfaltenos no causa una disminución considerable en el factor de recobro. En el caso de compatibilidad entre fluidos, se evalúan distintos gases y se determina tanto la caída de presión como el recobro con cada uno de los gases estudiados.

3.33

Completación o Terminación de Pozos Es el proceso mediante el cual se asigna la clasificación final de un pozo, básicamente: pozo seco, productor, o inyector. Un pozo seco se completa taponado y abandonado. Un pozo clasificado como productor es completado con sartas de tubería, equipos y accesorios que se introducen en el pozo al concluir el proceso de perforación, que permite transportar los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie; mientras que un pozo inyector se completa con equipos y accesorios para introducir fluidos dentro del yacimiento desde la superficie. El pozo productor como el inyector también requieren de facilidades de superficie para producción o inyección de fluidos, según sea el caso.

3.34

Comportamiento de Afluencia del Yacimiento, IPR La curva IPR es la representación gráfica de las presiones fluyentes, Pwfs, y las tasas de producción que el yacimiento puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones.

3.35

Compresibilidad Cambio de volumen por unidad de cambio de presión relativo a un volumen de referencia.

3.36

Condensación Retrógrada Comportamiento peculiar del incremento de la condensación de líquido a partir de un gas, cuando la presión desciende.

3.37

Conductividad Térmica Se refiere a la facilidad con la cual una sustancia permite el flujo de Calor a través ella.

3.38

Coordenada UTM El sistema de coordenadas utilizado en la proyección UTM, recibe el nombre de coordenadas UTM, y siempre vienen expresadas en metros. La proyección UTM consta de un conjunto de coordenadas planas, que cubren la superficie de la tierra comprendida entre los 80º de latitud sur y los 84º de latitud norte. Esta superficie se divide en 60 porciones denominadas husos, van numerados del 1 al 60. Se expresa en coordenadas Norte y Este.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.39

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Coque Es un depósito orgánico insoluble con bajo contenido de hidrógeno. El coque, conocido también como pirobitumen, es formado por el craqueo térmico y la destilación durante la combustión en sitio.

3.40

Core Gamma El core gamma es un registro obtenido en el laboratorio donde se hace pasar el núcleo a través de un detector de rayos gamma. El registro puede ser de rayos gamma totales en API, o puede ser de respuesta espectral, donde se obtendrían los valores de las concentraciones de torio, uranio y potasio. El principal propósito del core gamma es correlacionar en profundidad cada sección de núcleo con la profundidad del registro del pozo.

3.41

Correlaciones PVT Modelos matemáticos obtenidos mediante regresiones estadísticas a partir de datos de pruebas PVT de fluidos de yacimientos, que permiten estimar sus propiedades termodinámicas, a partir de mediciones sencillas de algunos parámetros, tales como gravedad API del petróleo, relación gas–petróleo inicial, temperatura y presión del yacimiento.

3.42

Covarianza Es una medida de la semejanza entre dos variables diferentes. Es utilizada frecuentemente ligada al concepto de correlación para establecer una relación entre 2 variables.

3.43

Cron Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica cronozona.

3.44

Cronoestratigrafía Es la parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos en unidades basadas en sus relaciones de edad.

3.45

Crudo Condensado de Gas Porción líquida del gas natural de tal composición que se encuentra en la fase gaseosa a la temperatura y presión de los yacimientos, pero que, cuando es producida, se condensa en fase líquida a la presión y temperatura de superficie. Crudos con gravedad  API muy alta (mayor que 40 ).

3.46

Crudos Extrapesados Crudos con gravedad  API muy baja (menor o igual que 9,9 ).


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.47

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Crudos Livianos Crudos con gravedad  API alta (entre 30 y 39,9).

3.48

Crudos Medianos Crudos con gravedad  API intermedia (22–29,9 ).

3.49

Crudos Pesados Crudos con gravedad  API baja (entre 10  y 21,9).

3.50

Cuenca Geológica Se vincula al concepto de cuenca sedimentaria por ser el más general, entendiéndose por Cuenca Sedimentaria una gran depresión estructural que en el transcurso del tiempo geológico aloja una continua deposición de sedimentos, cuando en sus partículas se encuentra petróleo es una cuenca petrolífera.

3.51

Curva de Demanda La representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación (curva de demanda).

3.52

Curvas de Permeabilidad Relativa Es la representación gráfica de la variación de la permeabilidad relativa de una determinada fase, con respecto a la saturación de la misma. La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta de un medio poroso. La permeabilidad efectiva de un fluido, con respecto a los demás fluidos presentes en un yacimiento, es la habilidad o preferencia que presenta el medio poroso para conducir un determinado fluido, en presencia de otros.

3.53

Curvas de Presión Capilar Es una curva de equilibrio que se obtiene mediante una sucesión de desplazamientos espontáneos y forzados. Para obtener una curva de presión capilar (Pc) se requieren pequeños incrementos de presión (o tasas de flujo). Conocer la relación Pc (Sw) permite accesar la saturación de agua nativa para los cálculos de la cantidad de petróleo en sitio, determinar la altura de la zona de transición entre los procesos y modelar el desplazamiento de petróleo.

3.54

Curva de Proporción Vertical Es un recurso utilizado en el análisis de variables categóricas o discretas para representar las proporciones de cada categoría y su variación por capas en sentido vertical. Es común utilizarla para representar las proporciones de facies en función de la profundidad.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.55

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Datos Bioestratigráficos Corresponden a la información de icnofósiles o bioturbaciones o asociaciones de estas existentes en el núcleo, así como el grado de intensidad, que permitan determinar condiciones ambientales que soporten el modelo sedimentológico y estratigráfico del yacimiento.

3.56

Datos Petrográficos Son datos que caracterizan a las formaciones geológicas, obtenidos de los análisis de núcleos, tales como: secciones finas, microscopía electrónica de barrido, entre otras. Los datos petrográficos más importantes son: Porosidad, tipo de roca (de acuerdo a las clasificaciones mas conocidas), litología, fabrica, rango del tamaño del grano, grado de compactación, escogimiento, tipo de matriz, tipo de cemento, tipos de porosidad, entre otras.

3.57

Datum Es un conjunto de parámetros que definen un sistema de coordenadas y un conjunto de puntos de control cuyas relaciones geométricas son conocidas a través de medidas y cálculos. Los datums generalmente reflejan los planos cartesianos “X”, “Y” y “Z”, para establecer las superficies críticas desde donde medir y controlar la altura, anchura y grosor de un cuerpo. Aunque realmente los datums pueden estar en cualquier posición dependiendo de la geometría de los objetos (y no ser necesariamente etiqutados con X, Y, y Z).

3.58

Densidad Aparente del Gas en el Líquido Densidad “aparente” que tiene un gas en solución en un líquido.

3.59

Densidad del Petróleo Propiedad que expresa el peso por unidad de volumen de petróleo, la cual varía según el tipo de petróleo. Lo recomendable es determinarla en forma experimental. Ante la no–disponibilidad de dato experimental, se recomienda utilizar la correlación desarrollada por el Dr. Farouq Alí.

3.60

Desplazamiento en Línea También es conocido como desplazamiento en línea directa. Es el proceso de desplazamiento de petróleo, mediante la inyección de un fluido en un yacimiento, en el cual los pozos inyectores forman un arreglo en línea recta, paralelos a los pozos productores. En un patrón de desplazamiento en línea, el fluido inyectado, que es normalmente agua, vapor o gas, crea un movimiento frontal casi lineal.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.61

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Desplazamiento por Expansión de Capa de Gas Es un mecanismo de producción primario de ciertos yacimientos, mediante el cual los hidrocarburos son desplazados hacia los pozos productores, aprovechando la energía natural del yacimiento, proporcionada por la expansión de una capa de gas libre conexa a la zona de petróleo.

3.62

Desplazamiento por Gas en Solución Es un mecanismo de producción primario existente en ciertos yacimientos, mediante el cual los hidrocarburos son desplazados hacia los pozos productores, aprovechando la energía natural del yacimiento, proporcionada por el arrastre que ocasiona la liberación del gas disuelto en el petróleo.

3.63

Desplazamiento Hidráulico Es un mecanismo de producción primario de ciertos yacimientos, mediante el cual los hidrocarburos son desplazados, hacia los pozos productores, por el agua aportada por un acuífero conexo a la zona de petróleo o gas, o ambos, aprovechando la energía natural o presión proporcionada por el acuífero.

3.64

Desplazamiento Miscible Es un término general para procesos de inyección que introducen gases miscibles al yacimiento. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo porque reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. Los desplazamientos miscibles son una de las ramas principales de los procesos de recuperación mejorada de petróleo. Los gases inyectados incluyen gas licuado de petróleo (LPG), tales como propano, metano a alta presión, metano enriquecido con hidrocarburos livianos, nitrógeno a alta presión, y dióxido de carbono bajo condiciones de yacimiento adecuadas de temperatura y presión. El fluido utilizado más comúnmente para los desplazamientos miscibles es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad al petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo.

3.65

Desviación Estándar Es una medida de dispersión que se computa por medio de la raíz cuadrada de la varianza. Las unidades en las que viene expresada son las mismas del atributo en estudio. Es considerada como la medida de desviación alrededor de la media.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.66

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Diagénesis Es el proceso de formación de una roca a partir de sedimentos sueltos que sufren un proceso de consolidación. La mayor parte de las veces la consolidación de los sedimentos se debe a la infiltración de las aguas que contienen materias disueltas. La diagénesis convierte así la arena en arenisca, a los lodos calcáreos en caliza, a las cenizas volcánicas en cinerita, entre otros. Las reacciones y otros fenómenos de oxidorreducción, deshidratación, recristalización, cementación, litificación, mineralización y sustitución de un mineral preexistente por otro constituyen en su conjunto la autogénesis y los minerales resultantes de ésta son calificados de autogénicos.

3.67

Diagrama Temperatura –Entalpía para el Agua El estudio del comportamiento de los cambios de fase del agua, principalmente en su estado de vapor, es de alto interés para los procesos de recuperación térmica de petróleo.

3.68

Diferencial de Presión (Pws–Pwf) Es la caída de presión que ocurre en el yacimiento alrededor de un pozo, la cual se determina mediante la diferencia entre la presión existente en el límite exterior del área de drenaje del pozo y la presión de fondo fluyente del mismo.

3.69

Difracción de Rayos X (Xrd) La difracción de rayos X es una técnica consistente en hacer pasar un haz de rayos X a través de un cristal de la sustancia sujeta a estudio. El haz se escinde en varias direcciones debido a la simetría de la agrupación de átomos y, por difracción, da lugar a un patrón de intensidades que puede interpretarse según la ubicación de los átomos en el cristal, aplicando la ley de Bragg. Los rayos–X son una forma de radiación electromagnética de elevada energía y pequeña longitud de onda; del orden de los espacios interatómicos de los sólidos. Cuando un haz de rayos X incide en un material sólido, parte de este haz se dispersa en todas direcciones a causa de los electrones asociados a los átomos o iones que encuentra en el trayecto, pero el resto del haz puede dar lugar al fenómeno de difracción de rayos X, que tiene lugar si existe una disposición ordenada de átomos y si se cumplen las condiciones que vienen dadas por la Ley de Bragg que relaciona la longitud de onda de los rayos X y la distancia interatómica con el ángulo de incidencia del haz difractado. Si no se cumple la ley de Bragg, la interferencia es de naturaleza no constructiva y el campo del haz difractado es de muy baja intensidad.



REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

GLOSARIO


3.70

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Discordancia Geológica Falta de continuidad en la secuencia geológica normal, causada por una interrupción en el proceso de sedimentación, sea por erosión o por deformación estructural.

3.71

Distribución de Probabilidades La distribución de probabilidad de una variable aleatoria es una función que asigna a cada evento definido sobre la variable aleatoria una probabilidad. La distribución de probabilidad describe el rango de valores de la variable aleatoria así como la probabilidad de que el valor de la variable aleatoria esté dentro de un subconjunto de dicho rango. Cuando la variable aleatoria toma valores en el conjunto de los números reales, la distribución de probabilidad está completamente especificada por la función de distribución, cuyo valor en cada real x es la probabilidad de que la variable aleatoria sea menor o igual que x.

3.72

Distrito División geográfica de menor escala donde se realizan las operaciones de Exploración y Producción.

3.73

Drenaje Proceso cuando se incrementa la saturación de la fase no mojante.

3.74

Edad Geológica Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica Piso.

3.75

Efecto de Klinkenberg Deslizamiento o escurrimiento de gas que fluye sobre una superficie sólida.

3.76

Efecto Pepita Indica la discontinuidad en el origen que es una combinación de errores de muestreo y de una variabilidad geológica a escalas menores. Se produce cuando al tener una distancia h que tiende a cero, el semivariograma experimental no tiende a cero y es un indicio de la irregularidad de una variable.

3.77

Eficiencia de Flujo (EF) Se define eficiencia de flujo a la relación existente entre el índice de productividad real (J) y el ideal (J’).


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.78

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Equipo Técnico Multidisciplinario (ETM) Grupo multidisciplinario organizado por el Líder del Proyecto, a quien reporta de manera funcional las actividades relacionadas con el diseño de la prueba piloto. Debe estar integrado por profesionales que dominen las siguientes pericias o disciplinas: Recuperación Mejorada, Ingeniería de Yacimientos, Simulación, Geología, Sedimentología, Petrofísica, Geoquímica, Geoestadística, Materiales, Ambiente, SHA, Perforación, Instalaciones de Superficie, Producción, Planificación y Evaluación Financiera de Proyectos.

3.79

Emulsión Es una dispersión de un líquido inmiscible en otro a través del uso de un químico que reduce la tensión interfacial entre los dos líquidos para alcanzar la estabilidad.

3.80

Entalpía del Vapor Seco y Saturado Por definición, es la suma del calor sensible y del calor latente de vaporización. Su comportamiento depende de la presión.

3.81

Entubado Intervalo con revestidor.

3.82

Eon Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica Eonotema.

3.83

Epoca Geológica Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica Serie.

3.84

Era Geológica Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica Eratema.

3.85

Escalamiento Consiste en crear una relación entre el modelo geológico (fino) con el modelo grueso (simulación) con el propósito de disminuir el número de celdas del modelo y hacer factible la ejecución de la simulación numérica de yacimiento. El procedimiento general para el escalamiento comienza escalando el tamaño de las celdas donde se debe reproducir la estructura del modelo fino para posteriormente asignar a cada celda los valores de las propiedades geológicas y/o petrofísicas requeridas para la simulación aplicando diversas técnicas de promedio o ecuaciones de flujo (permeabilidad).


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


3.86

Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Escalamiento de Datos Es la transferencia de la información de los datos, simulados estocásticamente, desde una malla fina (facies, porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, entre otros), hacia una malla más gruesa o de simulación numérica de yacimientos; para ello existen diferentes métodos, los cuales dependen de la característica de la propiedad a escalar y de los requisitos exigidos para la modelaje dinámico del yacimiento.

3.87

Espacio Muestral Se define como el conjunto de todos los valores posibles del experimento.

3.88

Estacionaridad Es una asunción implícita en un campo estadístico. La media y la varianza deben ser independientes de la ubicación para lograr en un campo el “segundo orden de estacionaridad”. En otras palabras, la propiedad debe ser uniformemente variable (homogéneamente heterogénea) en un área, región o zona de interés. Para lograr la estacionaridad no debe haber una tendencia de la variable, debe existir la meseta (“sill”) en el variograma, las medias y las varianzas son iguales en distintos grupos de la población.

3.89

Estimación La estimación puede ser vista como el resultado de la interpretación geológica o petrofísica clásica o del uso de técnicas de estimación lineal o no, como por ejemplo, regresión lineal, kriging, entre otros. Estas técnicas proporcionan un único resultado al problema inverso que se plantea al tratar de conocer la configuración de las variables, conociendo sólo algunos valores observados.

3.90

Estrangulador (ck) Son dispositivo mecánico que se utilizan en los pozos para provocar restricciones de flujo con el objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos.

3.91

Estratigrafía Es la rama de la geología que trata del estudio e interpretación de las rocas sedimentarias estratificadas, y de la identificación, descripción, secuencia, tanto vertical como horizontal; cartografía y correlación de las unidades estratificadas de rocas.

3.92

Estructuras Sedimentarias Son rasgos de las rocas sedimentarias que se observan frecuentemente en los planos de estratificación, como consecuencia de la organización geométrica de los


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

elementos que constituyen un sedimento. Se forman debido a los procesos de sedimentación: estructuras primarias o bien debido a los procesos diagenéticos o posteriores: estructuras secundarias. Se observan principalmente en rocas clásticas aunque pueden presentarse en rocas carbonatadas.

3.93

Evento Es un conjunto de algunos de los posibles valores de un experimento. Se refiere a cualquier acontecimiento, circunstancia, suceso o caso posible. Así, se dice eventualmente o ante todo evento en previsión de algo que, es conjetura o previsiblemente, pudiera ocurrir en una circunstancia determinada y es generalmente un hecho imprevisto.

3.94

Experimento Estadístico (  ) Es la operación de establecer ciertas condiciones que producen uno o más resultados posibles.

3.95

Exploración Petrolera Es el proceso inicial de la industria petrolera que tiene como objetivo primordial la búsqueda y reconocimiento de estructuras geológicas (trampas), en las cuales pudieran haberse acumulado los hidrocarburos. La exploración se apoya en métodos que aportan la geología, la geofísica y la geoquímica.

3.96

Facies Sedimentarias Es un conjunto de rocas sedimentarias que se caracterizan por su textura, litología (como la forma, el tamaño, la disposición de sus granos y su composición de minerales), estructuras sedimentarias y fósiles. La definición de facies se emplea tanto en sentido descriptivo, relacionado con las características físicas, químicas y biológicas (ejemplo: facies A3B: arenisca de grano grueso a medio bioturbada), así como interpretativo, asociado a la descripción propia de los ambientes depositacionales (ejemplo: facies de canales distributarios)

3.97

Factor de Compresibilidad (Z) Factor adimensional utilizado en la corrección o desviación de las ecuaciones de gases ideales para ajustarlas al comportamiento de gases reales (Z = 1), para gas perfecto o ideal).

3.98

Factor de Merma Inverso del factor volumétrico del petróleo en la formación.

3.99

Factor de Recobro Actual Es la fracción del POES que representa las Reservas Producidas (Np), tal y como se muestra en el esquema de la Figura 1.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Fig 1. ESQUEMA DEL FACTOR DE RECOBRO ACTUAL

POES Reserva Probada Reserva Producida (Np) . .

F R R =

N P POES

3.100 Factor de Recobro Esperado o Total / Recobro Final Es la fracción o porcentaje del volumen de hidrocarburos originalmente existente en un yacimiento, que representa las reservas potencialmente recuperables o máximo volumen que se puede extraer de manera rentable. Fig 2. ESQUEMA DEL FACTOR DE RECOBRO REAL

3.101 Factor Volumétrico del Agua en el Yacimiento Factor de conversión que relaciona el volumen que ocupa el agua en el yacimiento, con respecto al volumen equivalente de agua que ocupa a las condiciones de superficie. Se identifica con el símbolo Bw y , generalmente, se expresa en barriles en el yacimiento (BY) por cada barril a condiciones normales de presión y temperatura (BN).


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.102 Factor Volumétrico del Gas en el Yacimiento (Bg) Es un factor que relaciona el volumen que ocupa el gas libre en el yacimiento, con cada unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales de presión y temperatura. Se identifica con el símbolo Bg y, generalmente, se expresa en barriles en el yacimiento (BY) por cada pie cúbico de gas a condiciones normales de presión y temperatura (PCN).

3.103 Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) Es un factor que relaciona el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, con cada unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales de presión y temperatura. La variación volumétrica ocurre porque el petróleo y el gas disuelto en este se encuentran en una sola fase en el yacimiento; mientras que en la superficie se separan en dos fases. Se identifica con el símbolo Bo y, generalmente, se expresa en barriles en el yacimiento (BY) por cada barril a condiciones normales (BN).

3.104 Factor Volumétrico Total También conocido como factor volumétrico bifásico. Es un factor que relaciona un barril fiscal de petróleo con su volumen inicial de gas disuelto, a una determinada presión y temperatura; es decir, incluye el volumen líquido, Bo, mas el volumen de la diferencia entre la relación gas–petróleo inicial, Rsi, y la relación gas–petróleo a la presión especificada, Rs. Por encima de la presión de burbujeo, se cumple que Rsi = Rs, por tanto, el factor bifásico (Bt) es igual al factor monofásico del petróleo (Bo).

3.105 Fallas Superficie o zona de roca a lo largo de la cual un cuerpo rocoso ha sufrido un desplazamiento, con respecto a otro. Los tipos de fallas son los siguientes: 3.105.1

Falla Inversa Es una falla de buzamiento en la cual un bloque rocoso se desplaza hacia arriba respecto al bloque adyacente. El ángulo de éstas fallas es menor de 45º. El rasgo característico de dichas fallas es la compresión horizontal, lo que predomina sobre el desplazamiento vertical. Se pueden identificar así: Falla de Corrimiento , Rampa Lateral y Rampa Frontal.

3.105.2

Falla Normal Es una falla de buzamiento, en la cual el bloque rocoso se desplaza hacia abajo respecto al bloque adyacente. El ángulo en este tipo de fallas es entre 45–90º. Hay varios tipos de falla normal: Falla normal invertida, Falla Gravitacional y Falla Gravitacional Invertida.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.105.3

Falla Transcurrente Es una falla de rumbo a gran escala, en la cual la superficie de la falla es suavemente inclinada. De acuerdo a el movimiento, sí es hacia la derecha o hacia la izquierda, se tienen dos tipos de fallas transcurrentes: Falla Transcurrente Dextral (hacia la derecha) y Falla Transcurrente Sinestral (hacia la izquierda).

3.105.4

Falla Transformante Falla de rumbo, característica en cordilleras mid–oceánicas, las cuales son desplazadas a lo largo del componente horizontal de dichas fallas.

3.106 Fases de Explotación Definen el estado de la explotación de las reservas probadas del yacimiento.

3.107 Fase Mojante Es la que preferencialmente humecta al sólido.

3.108 Fase No Mojante Tiene poca o ninguna afinidad con el sólido.

3.109 FEL (Definición de Proyectos, siglas en inglés de Front–End–Loading) Es la definición de un proyecto, bajo las Guías de Gerencias de Proyectos de Inversión de Capital, que abarca las etapas de Visualizar (Generación de escenarios y factibilidad técnico–económica del alineado con las estrategias de negocio), Conceptualizar (Selección del escenario óptimo y optimizar) y Definir (finalizar alcance del proyecto, costo y cronograma).

3.110 Fluido Es una sustancia o medio continuo que debido a su poca cohesión intermolecuar carece de forma propia y adopta la forma del recipiente que lo contiene. Los fluidos presentes en los yacimientos están generalmente constituidos por agua, petróleo y Gas.

3.111 Flujo Fraccional Es el flujo simultáneo de varias fases de fluidos en la zona de transición del yacimiento. La fracción o porcentaje de agua o gas depende de las saturaciones de petróleo, agua o gas en el lugar de la completación de los pozos. Esta fracción se puede expresar en función de volúmenes a condiciones de superficie (corte de agua o relación gas petróleo) o a condiciones del yacimiento.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.112 Flujo Laminar Es el flujo que se mantiene estacionario y se comporta como si estuviera formado por làminas delgadas, que interactúan solo en base a esfuerzos tangenciales y presentan valores de número de Reynolds menores o iguales a 2000.

3.113 Flujo Multifásico en tuberías verticales (VFP) El comportamiento del flujo multifásico en tuberías se considera a través de correlaciones de flujo multifásico tanto horizontales como verticales que permiten estimar las perdidas de energía a lo largo de la tubería que transporta el caudal de producción.

3.114 Flujo Continuo Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con tiempo, (dP/dt = 0).

3.115 Flujo Semicontinuo Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje cambia con tiempo pero a una tasa constante, (dP/dt = cte).

3.116 Formación Geológica Unidad formal fundamental de la clasificación litoestratigráfica; es un conjunto de estratos de rango intermedio en la jerarquía de las unidades litoestratigráficas.

3.117 Fracturas Canales de flujo en la roca rota.

3.118 Formato Rescue Es el tipo de archivo más común donde se exportan las características 3D del yacimiento, es decir, la configuración de la malla y las propiedades geológicas y/o petrofísicas de interés desde el programa geomodelador para ser importado en el programa de simulación numérica de yacimiento.

3.119 Fósiles Son restos de organismos que vivieron en determinado tiempo y ambiente, los cuales han quedado preservados en las rocas sedimentarias. El tamaño de los fósiles es muy variable. Las condiciones de fosilización son muy variables, por lo cual se encuentran partes duras y partes blandas de los organismos, así como sus huellas.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Restos mineralizados de un organismo de épocas geológicas pasadas o bien muestras de sus actividades (excavaciones, pistas, entre otros), que se encuentran en la corteza terrestre. Su estudio ha aportado pruebas consistentes a la teoría de la evolución. Las condiciones que se han de dar para que el cuerpo de un organismo o las marcas de su actividad queden fosilizadas son muy concretas e inusuales. Hace falta que el organismo sea cubierto rápidamente por sedimentos y con el mínimo de transporte posible, para evitar su erosión. De este modo al no estar en contacto con la atmósfera los restos orgánicos no se oxidan y quedan petrificados.

3.120 Función Y Correlación experimental lineal para verificar validez de la Prueba de Liberación Instantánea de un análisis PVT.

3.121 Geoestadística Matheron (1970): La geoestadística es la aplicación de la teoría de las variables regionalizadas a la estimación de los depósitos mineros. Journel y Huijbregts (1978): La geoestadística es la aplicación de la teoría de funciones aleatorias al reconocimiento y estimación de fenómenos naturales. Isaaks y Srivastava (1989): La geoestadística ofrece un método para describir la continuidad espacial de fenómenos naturales, proporcionando a su vez adaptaciones de las técnicas clásicas de regresión para tomar ventaja de dichas continuidades. Zhang et al. (1992): La geoestadística es una herramienta útil en el estudio de las variables numéricas distribuidas en el espacio. Chauvet (1994): La geoestadística es el estudio de las variables numéricas distribuidas en el espacio. Olea (1999): La geoestadística puede ser definida como un conjunto de técnicas numéricas utilizadas para lidiar con la caracterización de atributos espaciales, haciendo uso principalmente de modelos aleatorios.

3.122 Geomodelador Es un programa que permite realizar la integración de los resultados provenientes de las disciplinas denominadas ”geociencias” para efectuar visualización 3D, mapeos 3D y modelaje de yacimiento 3D a través de la construcción de mallas para reproducir la estructura y aplicación de técnicas geoestadísticas para la propagación de las propiedades geológicas y/o petrofísicas.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.123 Geoquímica Es una especialidad de las ciencias naturales, específicamente de las geociencias, que sobre la base de la geología y de la química estudia la composición y dinámica de los elementos químicos en la Tierra, determinando la abundancia absoluta y relativa, distribución y migración de los elementos entre las diferentes partes que conforman la Tierra (hidrosfera, atmósfera, biosfera y geosfera), utilizando como principales testimonios las transformaciones de los minerales y rocas componentes de la corteza terrestre, con el propósito de establecer leyes o principios en las cuales se basa tal distribución.

3.124 Grado de Sobrecalentamiento (Svc) Es la diferencia de temperatura que existe entre la temperatura del vapor sobrecalentado a cierta presión y la temperatura de saturación correspondiente a esa misma presión.

3.125 Gráfico de Box Es un gráfico, basado en cuartiles, mediante el cual se visualiza un conjunto de datos. Está compuesto por un rectángulo, la “caja”, y dos brazos, los “bigotes”. Es un gráfico que suministra información sobre los valores mínimo y máximo, los cuartiles Q1, Q2 o mediana y Q3, y sobre la existencia de valores atípicos y la simetría de la distribución. Permite la visualización de la asociación espacial de los datos y distinción de los “outliers”.

3.126 Gráfico Cruzado Es una herramienta muy útil para la detección de relaciones entre las variables. Comúnmente el gráfico se construye tomando como eje de las abscisas la variable principal (guía) y en el eje de las ordenadas la variable cuantitativa de estudio, la observación de la nube de puntos resultante, incluso el ajuste de una línea de regresión, permite establecer de manera empírica si existe dicha tendencia.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.127 Gráfico de Dispersión Es un gráfico muy útil para la detección de relaciones entre las variables como para la identificación de tendencias en el valor promedio de la variable en la región (ejemplo: relación entre la variable medida y las coordenadas geográficas). Un supuesto fundamental en el análisis geoestadístico es que el fenómeno es estacionario, para lo cual, entre otros aspectos, el nivel promedio de la variable debe ser constante en todos los puntos del área de estudio. Una detección de tendencia en el gráfico de dispersión puede ser una muestra de que no se satisface dicho supuesto. El gráfico se construye tomando como eje de las abscisas la variable que representa la coordenada geográfica y en el eje de las ordenadas la variable cuantitativa de estudio. La observación de la nube de puntos resultante, incluso el ajuste de una línea de regresión, permite establecer de manera empírica si existe dicha tendencia. Un gráfico de dispersión entre valores de la variable separados por una distancia espacial dada (dispersograma rezagado) es útil en la detección de autocorrelación espacial.

3.128 Gráfico de Frecuencia Acumulativa Gráfico usado para identificar el tipo de distribución muestral que ayuda a determinar si están presentes poblaciones mixtas. Es un gráfico de límite de clase contra frecuencia acumulada. En el caso de gráficos estadísticos es útil usar los gráficos de frecuencia absoluta, relativa, acumulativa y el diagrama de dispersión, como se presenta en muchos sistemas .

3.129 Gravedad API Unidad de medida de la calidad y tipo de crudo creada por la American Petroleum Institute (API), que denota la gravedad específica del crudo con respecto a la del agua. Un crudo de 10 ° API tiene la misma densidad y peso específico que la del agua (Gravedad API= 141,5/Gravedad específica del petróleo – 131,1).

3.130 Gravedad Específica del Gas Relación entre la densidad de un gas y la densidad del aire a la mismas condiciones de presión y temperatura.

3.131 Histéresis Es un fenómeno físico que ocurre cuando la interfase fluido–fluido en un yacimiento avanza o retrocede en el medio poroso y permeable, el cual ocasiona cambios en las propiedades multifasicas originales de las rocas, tales como: la presión capilar y la permeabilidad relativa, que dependen de la dirección del cambio de la saturación de los fluidos presentes en el medio poroso.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.132 Histograma Es una gráfica en la cual se utilizan barras para representar la frecuencia de una variable o número de veces que se repite el valor de esta variable. El ancho de cada barra representa el ancho del intervalo de clase y la altura equivale a la frecuencia con que la variable observada ocurre en cada intervalo de clase.

3.133 Humectabilidad Propensión de una roca a ser “mojada” por un fluido.

3.134 Hundimiento o Subsidencia Es un movimiento de la corteza o superficie terrestre, en el que predomina el sentido vertical descendente y que tiene lugar en áreas aclinales o de muy baja pendiente, como consecuencia de la compactación de los sedimentos o estratos del subsuelo o de un yacimiento. Si el movimiento vertical es lento o muy lento (metros ó centímetros / año) y afecta a una superficie amplia (km 2) con frecuencia se habla de subsidencia. Si el movimiento es muy rápido (m/s) se suele hablar de colapso.

3.135 Icnofósiles Son huellas producidas por organismos que vivieron en el pasado. Los icnofósiles presentan caracteres específicos propios que les hacen identificables y permiten su clasificación, como: parataxones: icnogéneros e icnoespecies. Es raro que se puedan relacionar de manera inequívoca y precisa con el organismo que las originó, pero en general es posible inferir al menos el grupo biológico o el taxón superior al que pertenecía.

3.136 Imbibición Proceso cuando se incrementa la saturación de la fase mojante.

3.137 Incertidumbre Es el rango de posibles desaciertos en un estimado, donde se desconocen las probabilidades de ocurrencia asociadas a los diferentes resultados de un determinado evento.

3.138 Índice de Inyectividad Indicador de capacidad de inyección.

3.139 Índice de Productividad (J) Es una medida del potencial de producción de un pozo o de su capacidad de producción, y se determina mediante la relación entre la tasa de producción de fluidos líquidos y el diferencial de presión (pe–pwf), medida en el punto intermedio del intervalo productor del pozo.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.140 Impregnación La impregnación es un término referido al nivel de hidrocarburos presentes en los núcleos rocosos. Esta caracterización de los núcleos suele hacerse de forma cualitativa mediante la visualización del núcleo con el uso de luces ultravioleta.

3.141 Intervalo de Completación Es el intervalo específico del yacimiento que está abierto en los pozos y está conectado con las facilidades de superficie para permitir la producción o inyección de fluidos.

3.142 Latitud Geográfica Distancia angular entre un punto cualquiera de la superficie terrestre y el ecuador. La latitud se mide por métodos satelitales.

3.143 Lente Estratigráfico Unidad litoestratigráfica informal. Es un cuerpo de roca de aspecto lenticular de litología diferente a la de la unidad que lo envuelve. Este término no es reconocido en el Léxico Estratigráfico de Venezuela

3.144 Ley de Darcy Fórmula que resume resultados de experimentos en flujo linear monofásico.

3.145 Liberación de Gas en Solución Proceso de salida del gas de solución en el líquido y pase al estado gaseoso.

3.146 Litoestratigrafía Es la parte de la Estratigrafía que trata de la organización de los estratos en unidades basadas en sus características litológicas.

3.147 Llanura de Inundación Una llanura de inundación es la parte de un valle que está sujeta a inundaciones recurrentes y ubicada en zonas adyacentes a ríos y cursos de agua. Su ancho depende del caudal del río, velocidad de la tasa de erosión, pendiente del canal, y dureza de su pared.

3.148 Longitud Geográfica Ángulo que forma el plano del meridiano de un lugar con el plano del meridiano origen. La diferencia de hora entre el meridiano de un lugar y el de Greenwich permite establecer la longitud de ese lugar. La longitud se mide por métodos satelitales.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.149 Lutita Es un estrato de roca detrítica, es decir, formada por detritos, y está integrada por partículas de arcilla y limo. En las lutitas negras, el color se debe a la presencia de materia orgánica y, si la cantidad de ésta es muy elevada, se habla de ”lutitas bituminosas”. Es conocida por ser la roca madre por excelencia.

3.150 Macroscópicamente El término macroscópicamente esta relacionado al análisis del núcleo de forma visual y a grandes rasgos de las propiedades físicas del núcleo sin la utilización de microscopio u otros aparatos que maximicen el campo de visualización.

3.151 Malla Fina También llamada malla geológica, no es más que la mejor representación espacial de la configuración del yacimiento a través de celdas en su mayoría ortogonales que honran la estructura y en la cual a cada una se le asignan datos de propiedades geológicas y/o petrofísicas, sin embargo, en muchos modelos para lograr el máximo nivel de detalle se requiere de millones de celdas que generan gran consumo de memoria de CPU y a su vez largos tiempo de corrida que dificultan el logro de una adecuada simulación numérica de yacimiento.

3.152 Malla Gruesa Es una malla cuyo tamaño y cantidad de celdas es inferior a la malla geológica debido a la necesidad de hacer factible la ejecución de la simulación numérica de yacimientos reduciendo los tiempos de corrida. Para ello, se aplican técnicas de escalamiento que permitan obtener una reproducción aceptable de la malla fina donde se honren las heterogeneidades del yacimiento, distribución de probabilidades de las propiedades, el POES, etc.

3.153 Mantenimiento de Presión Proceso mediante el cual la presión de un yacimiento se mantiene constante o declina a una tasa muy baja, generalmente como producto de la acción de un acuífero muy activo o por la inyección de fluidos en el yacimiento.

3.154 Mapa del Variograma Es una herramienta que permite determinar las direcciones de anisotropía de la variable en estudio.

3.155 Mapa Estructural Es un sistema de representación gráfica de información o datos de índole geológica, acotados éstos por parámetros definidos. Resulta de proyectar sobre un plano los siguientes valores: Extensión de los distintos rasgos tectónicos y estructurales y Relaciones geológicas – diversas – existentes.



REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

GLOSARIO


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.156 Matriz La roca o el material agregado de partículas que la conforman.

3.157 Matriz de Proporción Vertical Es una extensión de la curva de proporción vertical (CVP). Consiste en construir muchas CVP y arreglarlas de acuerdo a la ubicación areal dentro de la zona de interés, lo cual permite otorgar un mayor control de las facies durante la propagación 3D.

3.158 Mecanismos de Expulsión Fuentes de energía para producir los hidrocarburos originalmente en sitio.

3.159 Media Promedio aritmético de la distribución de una población de datos.

3.160 Mediana Es el valor que se obtiene de una distribución de datos ordenados jerárquicamente, donde la mitad de los datos son menores y la otra mitad está por encima de este valor.

3.161 Mediciones Experimentales de Mojabilidad Representan análisis de laboratorios que son realizados en muestras de rocas tipo tapón obtenidas de los núcleos. Estos análisis permiten estimar de una forma cualitativa la condición de mojado presente en los yacimientos. Las pruebas incluyen: – Evaluación del Ángulo de contacto en sistemas agua/petróleo/roca. – El método de Amott–Harvey el cual se basa en determinar condiciones de mojabilidad a través de índices de mojabilidad al agua y al petróleo determinadas experimentalmente. – La prueba USBM la cual es una variación del método de Amott–Harvey. – La Espectroscopia de fotoelectrón de rayos X (XPS), la cual es una técnica analítica de superficie que proporciona el análisis elemental/atómico de las capas más externas de una superficie material.

3.162 Mediciones Experimentales de Permeabilidad Relativas Las técnicas experimentales para evaluar permeabilidad relativa se clasifican en pruebas en estado Estado estable y método dinámico ó pruebas en estado no Estable. Estos métodos pueden ser aplicados en sistema Agua–petróleo, Gas–petróleo y Agua–Gas. Generalmente las pruebas son realizadas en muestras tapones de núcleos.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.163 Mediciones Experimentales de Presión Capilar Incluyen métodos para determinar curvas de presión capilar en sistemas aire–agua, agua–petróleo y aire–petróleo a muestras o tapones de roca consolidadas o no consolidadas basándose en normas establecidas. Los métodos comúnmente usados son: – El método del plato poroso: éste se realiza cuando se requiera estudiar la distribución de los fluidos en rocas de yacimiento y determinar la saturación de agua irreducible de la muestra en estudio. Este método se utiliza para determinar presión capilar en sistemas aire–agua en muestras de núcleos consolidados. La prueba es realizada en tapones o muestras de núcleos. – El método de la centrífuga: Para aplicar este método se debe disponer de un equipo de centrífuga y consiste en ir aumentando la velocidad de centrifugación paso a paso y medir cada vez la fase desplazada. La velocidad de centrifugación, y la saturación correspondiente se miden a partir de la saturación promedio en equilibrio a medida que varía la velocidad.

3.164 Meseta Se refiere al valor de la covarianza cuando el modelo tiende a ser asintótico. Es el valor de γ (h) para el cual con el aumento de h su valor permanece constante, se representa como (CT = C + Co). Puede obtenerse trazando una línea paralela a la abscisa y que se ajuste a los puntos de mayor valor del semivariograma y su valor se lee en la intersección de esta línea con la ordenada.

3.165 Método Dinámico o Estado No estable Este procedimiento se aplica para obtener medidas más precisas de la permeabilidad del núcleo, da una inferencia de cómo se mueven las fases de fluidos en el yacimiento de forma tal que se pueden ajustar los registros obtenidos durante la exploración y explotación del yacimiento, y así conseguir una medida más real de las propiedades físicas de los yacimientos. A diferencia del método de estado estable, el procedimiento experimental es más sencillo y se realiza en un lapso de tiempo apreciablemente menor.

3.166 Método Estado Estable El método se realiza cuando se requiera obtener medidas de la permeabilidad relativa a un fluido. Esta prueba permite inferir cómo se mueven las fases en el yacimiento, de forma tal que se pueden ajustar los registros obtenidos durante la exploración y explotación del yacimiento, y así conseguir una medida más real de las propiedades físicas de los yacimientos y poder hacer un pronóstico de la producción de un yacimiento.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.167 Microscopia Electrónica de Barrido (SEM) La Microscopia electrónica de barrido (o SEM, de Scanning Electron Microscopy), es aquella que usa electrones en lugar de luz para formar una imagen. Tiene una gran profundidad de campo, la cual permite que se enfoque a la vez una gran parte de la muestra. También produce imágenes de alta resolución, que significa que características espacialmente cercanas en la muestra pueden ser examinadas a una alta magnificación. Con este tipo de análisis se pueden determinar características importantes de la roca, tales como, la geometría de los poros, tipo y distribución espacial de las arcillas y otros minerales en la roca.

3.168 Miembro de Formación Unidad litoestratigráfica formal de rango inmediatamente inferior al de la formación; siempre es parte de una formación.

3.169 Miscibilidad Se define como un proceso miscible, la condición física entre dos fluidos que permite a ellos mezclarse en todas las proporciones sin que exista una interfase entre los mismos. Si ambos fluidos no son mezclados en cualquier proporción o la tensió interfacial entre ellos es distinta de cero dichos fluidos no son miscibles.

3.170 Moda Se define como aquel valor de la variable al que corresponde la máxima frecuencia (absoluta o relativa).

3.171 Modelaje Integral del Activo para el Soberano (MIAS) Es una metodología de trabajo que integra las áreas medulares del activo, con el fin de generar y actualizar el Plan Integrar de Explotación del Yacimiento con visión de negocio. Esta filosofía hace énfasis en la incorporación temprana de rentabilidad y conocimientos de las incertidumbres, mediante el cambio de una plataforma determinística a probabilística, identificándose parámetros que permiten diferenciar los casos de negocios y recomendar estrategias de explotación. El uso de esta metodología permite reducir el tiempo del análisis técnico porque se enfoca en los asuntos claves, generando un alto impacto en la estrategia y visión de negocio.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.172 Modelo con Función Potencia Este es un modelo sin meseta. Por efectos prácticos, sin embargo, muchos programas informáticos denotan la pendiente del modelo lineal con la relación C/a. Se han presentado los modelos más usados en la práctica, aunque se debe señalar, existen otros modelos que pueden ser ajustados individualmente, aunque es posible encontrar en la práctica aplicaciones donde a los semivariogramas experimentales se les debe ajustar más de un modelo teórico, es decir, a través de superposición, nombrándose estructuras imbricadas (Krajewski y Gibbs, 1993; Journel y Huijbregts, 1978; David, 1977).

3.173 Modelo de Interacción Entre Rocas–Fluidos Constituye un conjunto de curvas de presión capilar y permeabilidad relativas que reflejan las interacciones del sistema Rocas–fluidos en un yacimiento. El comportamiento, formas y características de las mencionadas curvas se rigen por la condición de mojabilidad existente en los yacimientos.

3.174 Modelo Esférico Este modelo es probablemente el más utilizado para ajustar a los semivariogramas experimentales. Es una expresión polinomial simple, en su forma se puede observar un crecimiento casi lineal y después a cierta distancia finita del origen se alcanza una estabilización, la meseta. La tangente en el origen encuentra a la meseta en el punto de abscisa (2/3)a, donde a representa el valor del rango.

3.175 Modelo Exponencial Este modelo a diferencia del esférico crece inicialmente más rápido y después se estabiliza de forma asintótica. Como la meseta no se alcanza a una distancia finita, se usa con fines prácticos el “rango efectivo” o “rango práctico”, valor que se obtiene en el punto de abscisa para el cual el modelo obtiene el 95% de la meseta.

3.176 Modelo Gaussiano Este es un modelo extremadamente continuo, inicialmente presenta un comportamiento parabólico en el origen, después al igual que en el modelo Exponencial se alcanza la meseta de forma asintótica. El rango práctico igualmente será el valor de la abscisa donde se alcance el 95% de la meseta.

3.177 Modelo de Datos El Modelo de Datos constituye la fase primaria que se desarrolla previamente antes de la construcción de los Modelos Estático y Dinámico, que se generan a partir de la caracterización integrada de los Yacimientos. Es el conjunto de consideraciones


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

y valoraciones que comprende la organización, validación y certificación de los datos relacionados con propiedades, características y registros, que se generan con la actividad de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos, perforación y producción de pozos, condiciones ambientales o geográficas, entre otros, existentes en las bases de datos corporativas. La conformación del modelo de datos también considera la planificación de la captura de aquellos datos requeridos para la realización de los Estudios integrados de Yacimientos. El Modelo de datos contempla, además, una evaluación de la certidumbre que presentarán los Modelos Estáticos y Dinámicos de Yacimientos, según la calidad y cantidad de los datos disponibles, lo cual permitirá tomar decisiones sobre el alcance y objetivos de los Estudios de Yacimientos; todo esto conformado en un Documento de Soporte de Decisiones (DSD).

3.178 Modelo Dinámico de Yacimientos Describe el movimiento de los fluidos en el yacimiento, partiendo del modelo estático, el análisis de los datos dinámicos (la historia de producción, presión, inyección y eventos de pozos), análisis PVT (propiedades de los fluidos), análisis especiales de núcleos (permeabilidades relativas, presiones capilares), entre otros; para definir los mecanismos de producción, validar el volumen de fluidos en sitio (POES, GOES), estimar la eficiencia de barrido y finalmente generar el estudio de Simulación Numérica, mediante el cual se estiman las condiciones actuales del yacimiento (avance de contactos de fluidos, distribución de saturación y presión), se visualizan oportunidades para la ubicación de nuevos puntos de drenaje, diseño de estrategias de explotación.

3.179 Modelo Estático Constituye el Modelo Geológico Integrado de un yacimiento, representado en forma gráfica y numérica, como producto de la caracterización integrada de los yacimientos, donde convergen los datos e información Geofísica, Geológica, Estratigráfica, Sedimentológica, Petrofísica, Geomecánica, distribución, propiedades y comportamiento de los fluidos y presiones presentes en las formaciones geológicas. El término “Modelo Estático” se le atribuye a la representación ideal del yacimiento a las condiciones originales o vírgenes en las que fue descubierto, conformado por los datos que caracterizan la roca recipiente y los fluidos contenidos en ella originalmente, en forma estática, es decir, sin movimiento de fluidos, sin producción.

3.180 Modelo Geoestadístico (Simulación Estocástica) Es la representación tridimensional del Modelo Geológico Integrado, representado en una plataforma de aplicaciones geoestadística o probabilística, en formato digital y en forma de un mallado conformado por capas y pequeñas celdas o


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

bloques, que permiten el escalamiento de los datos, para simular la anisotropía o heterogeneidad en la distribución de las propiedades petrofísicas y facies que caracterizan a un yacimiento. Mediante este modelo se realizan simulaciones estocásticas, aplicando técnicas, tales como Kriging, Co–kriging, Gaussiana, Plurigaussiana, entre otros, para evaluar y cuantificar la incertidumbre geológica y consiste en generar una gran cantidad de realizaciones o posibles escenarios u ocurrencia de eventos geológicos, tales como distribución espacial o volumétrica de facies y propiedades petrofísicas del yacimiento en estudio. De esta forma se obtienen valores ”equiprobables” de la propiedad en estudio, en las zonas del yacimiento, donde no se dispone de datos o información, respetando siempre propiedades, tales como: la variabilidad espacial, las direcciones preferenciales de anisotropías y las diferentes fuentes de información utilizadas para su generación (En el caso condicional, se respetan en cada realización los datos y la información conocida en las zonas o puntos observados).

3.181 Modelo Petrofísico Es un modelo que expresa la relación existente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua y radio de gargantas de poros. Cada modelo Petrofísico de un campo establece la ecuación de radio de garganta de poros representativa del yacimiento.

3.182 Mojabilidad o Humectabilidad Se refiere a la tendencia relativa que posee un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible. En el medio poroso de la roca de yacimiento, generalmente se encuentran por lo menos dos fluidos inmiscibles (agua y petróleo), uno de ellos será el fluido mojante, el cual ocupará los poros más pequeños. El otro fluido, será la fase no mojante, que estará ubicada en el centro de los intersticios más grandes. La mojabilidad tiene gran importancia, debido a que en un sistema rocas/ petróleo/agua de formación, es uno de los parámetros que controlan la ubicación, movimiento o flujo y distribución de los fluidos dentro del medio poroso. La mojabilidad puede determinarse a través de pruebas experimentales.

3.183 Muestra Se define como un subconjunto del universo estadístico.

3.184 Muestra de Canal Es el conjunto de fragmentos de rocas, provenientes de las diferentes formaciones geológicas atravesadas durante la perforación de los pozos, las cuales son traídas a la superficie por el lodo o fluido de perforación.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.185 Muestra de Pared Son porciones pequeñas de rocas de las formaciones geológicas, tomadas en dirección perpendicular a las paredes del hoyo de los pozos cuando se corren los perfiles eléctricos, las mismas presentan la ventaja de ser capturadas en el hoyo sin tubería (se usa equipo con guaya o cable); se pueden recuperar varias muestras simultáneamente a profundidades confiables.

3.186 Núcleo Es una muestra de roca del subsuelo, de proporciones considerables, obtenida a profundidades predeterminadas durante la perforación de los pozos, mediante métodos especiales, preservando la integridad de la estructura geológica y sus características físico–químicas. Los análisis que se realizan a este tipo de muestras permiten obtener datos importantes para el desarrollo de programas de exploración, explotación, completación y operaciones de formaciones geológicas productoras de hidrocarburos.

3.187 Número de Reynolds Es una combinación abstracta de parámetros que caracterizan a un fluido, expresada en un número adimensional, para clasificar el tipo de flujo de fluidos en tuberías (Re = (Densidad x Velocidad x Diámetro) / viscosidad). Cuando Re < 2000, significa régimen laminar de flujo; Si Ne >4000, significa régimen turbulento de flujo; y si Ne presenta valores entre 2000 y 4000, se denomina flujo de transición. Para medio poroso, la fórmula adopta la siguiente expresión: ReMP = (diámetro hidráulico x velocidad superficial x densidad) / ((1 – porosidad) x viscosidad) y se utiliza para considerar los efectos capilares (acoplamiento de flujos).

3.188 Parámetros Críticos del Proyecto Estos son factores que pueden afectar significativamente el desempeño del proyecto; el cotejo de esta información puede lograrse reuniendo a expertos en sesiones de tormentas de ideas correspondientes a las distintas categorías. Claramente, la omisión de parámetros críticos relevantes compromete la evaluación del riesgo en el proyecto y el éxito de aplicación de una tecnología a escala de campo.

3.189 Parcelas Son concesiones de tierra asignadas por el Estado dentro de un área geológica – geográfica determinada. Una parcela puede contener uno o más campos de hidrocarburos. Los códigos y/o nombres los asigna el Estado, y están conformados por una colección de caracteres que incluyen puntos y guiones.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.190 Patrón de Inyección Es un arreglo especial de pozos productores e inyectores, utilizado en un proyecto de recuperación mejorada de petróleo. El patrón de pozos para inyección de fluidos es seleccionado basándose en la ubicación de los pozos existentes, la forma y el tamaño del yacimiento, el costo de los pozos nuevos y el incremento en el factor de recobro que se obtendría mediante los posibles patrones de inyección. Los patrones de inyección más comunes son los utilizados en desplazamiento de petróleo con arreglo de pozos en línea directa, desplazamiento de petróleo con arreglo de pozos en línea escalonada, de dos, tres, cuatro, cinco, siete y nueve pozos. Normalmente, los patrones de dos y tres pozos son arreglos para propósitos de pruebas pilotos. Los patrones son llamados normales o regulares cuando incluyen solo un pozo productor por cada patrón, e invertidos cuando incluyen un solo pozo inyector por cada patrón.

3.191 Perfiles o Registros Mediciones de variada índole del subsuelo (resistividad eléctrica, radiación, etc.).

3.192 Período Geológico Intervalo de tiempo geológico correspondiente a la unidad cronoestratigráfica Sistema.

3.193 Permeabilidad Es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable.

3.194 Permeabilidad Absoluta Se define como permeabilidad absoluta de un medio poroso a la facilidad para permitir el influjo de fluidos a través del sistema poroso interconectado y/o de fracturas, si el medio esta 100% saturado con el fluido que fluye.

3.195 Permeabilidad Efectiva (ko,G) Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que satura el medio poroso.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.196 Permeabilidad Relativa (KR) La permeabilidad relativa es una medida de la habilidad que tiene un fluido para moverse en presencia de otro a través del medio poroso de la roca. Es una propiedad fundamental para modelar y predecir el comportamiento de flujo multifásico en un yacimiento. Se deriva de la generalización de la Ley de Darcy para el flujo simultáneo de varios fluidos. La permeabilidad relativa es el cociente entre la permeabilidad efectiva a una cierta saturación (ki) y la permeabilidad absoluta (k): kri = ki / k.

3.197 Peso Molecular Peso de una molécula de una sustancia.

3.198 Petrofacies Unidad de roca con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua irreducible y radio de gargantas de poros. Representan unidades con capacidad de flujo similar. También se les da el nombre de tipos de roca.

3.199 Petrofísica Análisis de las propiedades físicas de la roca y fluidos contenidos en ella.

3.200 Petróleo Activo Fracción del POES total producido por caída de presión.

3.201 Petróleo Subsaturado Petróleo que aceptaría más gas en solución a la misma presión y temperatura.

3.202 Petróleo Mezcla de hidrocarburos de distinta naturaleza.

3.203 Población Es la totalidad de los objetos que se consideran.

3.204 POES Petróleo original en sitio.

3.205 Porosidad Es una propiedad de la roca y es definida como el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta es expresada en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento tengamos de porosidad podremos saber que tanto fluido puede almacenar dicha roca.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.206 Porosidad Visual La porosidad visual es un término que esta asociado a la determinación de la fracción porosa de una muestra rocosa, generalmente en secciones finas de rocas. Para la determinación de este valor existen plantillas que ayudan al intérprete a determinar propiedades texturales como tamaño, forma y escogimiento de los sedimentos, así como también de la porosidad.

3.207 Pozo Direccional Para este tipo de pozos las coordenadas del objetivo en el subsuelo son diferentes a las del pozo en superficie.

3.208 Pozo Horizontal Este tipo de pozos se perfora con una dirección paralela a la arena productora y puede llegar a la horizontalidad.

3.209 Pozo Multilateral Este tipo de pozos cuenta con varios brazos o hoyos ramificados a partir del hoyo principal u original que producen del mismo o de diferentes yacimientos.

3.210 Pozo Vertical Para este tipo de pozos las coordenadas del objetivo en el subsuelo son iguales a las del pozo en superficie.

3.211 Presión de Burbujeo Presión a la cual sale de solución la primera burbuja de gas.

3.212 Presión Capilar (PC) Es la fuerza por unidad de superficie resultante de la interacción de las fuerzas presentes en la interface de dos fluidos inmiscibles en contacto y la geometría del medio poroso en el cual actúan. La diferencia en presión entre lo fluidos, es lo que se denomina presión capilar.

3.213 Presión de Fondo Estática (Pws) Es la presión de un yacimiento a condición estática es decir, cuando no existe movimiento de fluidos dentro del mismo y todas las fases se encuentran equilibradas.

3.214 Presión de Fondo Fluyente (Pwf) Es la presión que se mide en el fondo de un pozo, a nivel del intervalo productor en condiciones de flujo.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.215 Presión de Saturación (Psat) Es toda presión del yacimiento, por debajo de la presión de burbujeo, a la cual se libera el gas disuelto en el petróleo, dentro del yacimiento.

3.216 Presión de Rocío Para una temperatura dada, es la presión a la cual se obtiene la primera gota de líquido de un gas.

3.217 Presiones Anormales Iniciales Presiones por encima del gradiente hidrostático.

3.218 Presión Mínima de Miscibilidad La PMM se puede definir como la menor presión a la cual un gas puede desarrollar miscibilidad a través de múltiples contactos con crudo a la temperatura de yacimiento. Presiones de yacimiento por debajo de la PMM resulta en un desplazamiento inmiscible y consecuentemente se obtienen recobros menores.

3.219 Probabilidad Es una variable estadística que mide la frecuencia relativa de un evento con la que se obtiene un resultado (o conjunto de resultados) al llevar a cabo numerosos experimentos aleatorios, de los que se conocen todos los resultados posibles, bajo condiciones suficientemente estables. Se utiliza para obtener conclusiones sobre la probabilidad de sucesos potenciales y la mecánica subyacente de sistemas complejos.

3.220 Proceso de Drenaje Es el proceso de desplazamiento de fluidos dentro del yacimiento, que ocurre cuando la saturación de la fase mojante disminuye en presencia de dos fluidos inmiscibles (contrario al proceso de Imbibición). En este proceso, un fluido desplaza a otro dentro del medio poroso y permeable a consecuencia de las fuerzas capilares.

3.221 Proceso de Imbibición Es el proceso de desplazamiento de fluidos dentro del yacimiento, que ocurre cuando la saturación de la fase mojante aumenta en presencia de dos fluidos inmiscibles (contrario al proceso de drenaje). En este proceso un fluido desplaza a otro dentro del medio poroso y permeable a consecuencia de las fuerzas capilares.

3.222 Propiedades Ponderadas Valores de cualquier propiedad debidamente promediada con otra variable en función de su relación o dependencia, características e importancia.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.223 Pruebas de Desplazamiento Consisten en inyectar un fluido, bien sea: agua, gas, solvente, etc., por un extremo del modelo físico del medio poroso (núcleo o tubo delgado) el cual se encuentra saturado con crudo y desplazarlo por el otro extremo del modelo. Dependiendo del objetivo que se quiere alcanzar con la realización del desplazamiento, dependerán las condiciones de la prueba, tipo de modelo físico a utilizar y secuencia de inyección de fluidos. Entre los objetivos fundamentales de una prueba de desplazamiento se puede mencionar: determinar las curvas de permeabilidad relativa, comparar factores de recobro de crudo, estudiar la interacción entre los fluidos del yacimiento y el fluido inyectado, controlar el frente de inyección de los fluidos, determinar el grado de miscibilidad entre el fluido inyectado y el crudo presente en el medio poroso, entre otros.

3.224 Prueba Piloto Es una prueba operacional de campo, a escala pequeña, que es utilizada para soportar la viabilidad de aplicación comercial de un método o proceso.

3.225 Punto Crítico Presión y temperatura a las cuales se hacen iguales las propiedades intensivas de las fases gaseosa y líquida y pasan a coexistir en una sola fase fluida.

3.226 Punto de Ebullición Promedio Molar Punto de ebullición calculado para una mezcla de hidrocarburos, contenidos en un sistema determinado, mediante las fracciones molares de cada componente y sus puntos atmosféricos de ebullición.

3.227 Puntos Extremos Son laos valores finales que se obtiene en las curvas de presión capilar y permeabilidad relativa medidas experimentalmente. Estos puntos incluyen en sistema Agua–petroleo: Swir, Sorw, Krwmax y krowmx. Mientras que en el sistema Gas–petróleo son: Sgc, Sgmax, Sorg, Krgmax y krogmax.

3.228 Radio de Garganta de Poros Puede definirse como el radio de las tubificaciones que interconectan los poros. El radio de las gargantas de los poros puede ser estimado de los datos de porosidad y permeabilidad de los análisis convencionales de núcleos a condiciones de superficie.

3.229 Rango Distancia a la cual el modelo matemático tiende a ser asintótico, esto implica que a partir de esta distancia no existe autocorrelación.



REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

GLOSARIO


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.230 Reacondicionamiento Trabajo mecánico en un pozo para cambiar/mejorar su rendimiento.

3.231 Realizaciones Son reproducciones equiprobables de la configuración del yacimiento que se generan al aplicar técnicas geoestadísticas, todas compatibles con la data y parámetros estadísticos usados como información de entrada en el modelo. La variabilidad entre las realizaciones es una medida de la incertidumbre del modelo.

3.232 Recombinación de Fluidos Proceso mediante el cual se mezclan, en el laboratorio, volúmenes de gas y petróleo del yacimiento, recolectados a la presión y temperatura del separador de gas en superficie, para reproducir o simular muestras de fluidos a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

3.233 Recuperación Mejorada Se refiere a los procesos aplicados para incrementar el recobro en etapas posteriores a la recuperación primaria de manera que abarca tanto las técnicas de recuperación secundaria como terciaria, tal y como se observa en la Figura 3.



REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

GLOSARIO


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

Fig 3. ETAPAS DE PRODUCCIÓN PRIMARIA Y MEJORADA Producción por energía natural del yacimiento

RECUPERACION PRIMARIA

Rendimiento original Flujo natural Levantamiento artificial

Rendimiento corregido Estimulación, Acidificación Espumas y Geles RECUPERACION SECUNDARIA

Inyección de agua

Inyección de gases

RECUPERACION TERCIARIA

Térmicos Inyección de vapor Iny . agua caliente Combustión en sitio Electromagnetismo

Gases CO2 N2 WAG / AGA Gases de Combustión

Químicos Polímeros (P) Surfactantes (S) Alcalis (A) AP / SP /ASP (Combinados)

Otros Microorganismos Emulsiones Vibrosísmica

3.234 Recuperación Primaria Es la extracción de hidrocarburos de los yacimientos, utilizando solamente la energía natural disponible en los yacimientos, para mover los fluidos hacia los pozos productores, mediante la expansión de los fluidos, compactación de la roca, desplazamiento por gas en solución, influjo de agua, expansión de capa de gas o drenaje por gravedad.

3.235 Recuperación Secundaria Es implementada cuando la energía natural del yacimiento ha descendido a niveles donde el recobro de petróleo no es económico. En este caso se incrementa la energía del yacimiento de manera artificial inyectando agua o gas hidrocarburo (gas natural).

3.236 Recuperación Terciaria Se refiere a técnicas aplicadas para prolongar la vida económica del yacimiento después de la secundaria. Dichas técnicas consisten en incrementar el recobro mediante la inyección de agentes de naturaleza química, térmica o gases no convencionales.

R e c u p e r a c i ó n M e j o r a d a d e C r u d o s



REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09

GLOSARIO


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.237 Reentrada Es la perforación de un hoyo nuevo partiendo de un pozo existente.

3.238 Relación Gas en Solución – Petróleo (Rs) También conocido como relación de solubilidad de gas en el petróleo, es la relación entre el volumen del gas en solución en el petróleo, contenido en un yacimiento y medido a condiciones normales de presión y temperatura, generalmente expresado en PCN, por unidad volumétrica de petróleo, también referido a condiciones normales y generalmente expresado en BN.

3.239 Relación Gas Libre–Petróleo También conocida como relación gas–petroleo de producción, es la relación entre el volumen de gas (proveniente de gas en solución o de capa de gas libre en el yacimiento, o ambos) y el volumen de petróleo que se obtiene en la superficie a través de los pozos productores.

3.240 Reservas Posibles de Hidrocarburos Son las cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitúmen, gas natural y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indican que su extracción es factible, con un grado menor de certeza al de las reservas probables.

3.241 Reservas Probadas Son las cantidades de condensado, petróleo crudo, bitúmen, gas natural y sustancias asociadas, estimadas con razonable certeza, las cuales se pueden extraer comercialmente, en un momento determinado, de yacimientos conocidos, basados en la información geológica e ingeniería disponible, bajo condiciones tecnológicas actuales y regulaciones gubernamentales vigentes.

3.242 Reservas Probables de Hidrocarburos Son las cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitúmen, gas natural y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica un grado de menor certeza en su extracción, comparado con el de las reservas probadas, bajo condiciones tecnológicas y regulaciones gubernamentales vigentes.

3.243 Reservas Remanentes Se refiere al volumen de hidrocarburos restante que queda disponible en el yacimiento, luego que se haya producido un volumen determinado (medidas en barriles a condiciones de tanque).


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.244 Restauración de Presión Es un proceso mediante el cual se obtiene la presión instantánea y continua en el fondo de un pozo, a partir del momento en que se cierra la producción para tal fin. El análisis de las pruebas de restauración de presión permite obtener información del yacimiento y del área de drenaje de los pozos, tales como: presión de fondo fluyente, presión estática, permeabilidad efectiva al flujo de petróleo o gas, distancia entre el pozo y posibles fallas geológicas, daño de formación, entre otros.

3.245 Riesgo Incertidumbre o probabilidad de obtener resultados desfavorables en una inversión.

3.246 Ripio Material que corta la barrena durante la perforación de la roca.

3.247 Roca Material constituido como un sólido cohesionado formado por uno o más minerales los cuales forman parte esencial en los yacimientos. Las rocas suelen ser materiales duros, pero también pueden ser blandas.

3.248 Roca–Madre Roca con contenido orgánico que se transforma en petróleo.

3.249 Saturación de Fluidos Es la fracción del espacio poroso total disponible en la roca que ocupan los fluidos presentes en el yacimiento.

3.250 Saturación Residual Petróleo Es la fracción de petróleo sin gas que queda en el yacimiento, adherida a la roca, después de un proceso de desplazamiento de fluidos.

3.251 Sección Fina (SF) Como su nombre lo indica una sección uniforme de material rocoso muy fina de aproximadamente 3m de espesor y de 2,5 x 1,5 cm largo y ancho. Las secciones finas son de mucha utilidad en el estudio de yacimientos, pues de manera rápida y económica se pueden determinar las propiedades texturales y composición mineralógica de las rocas.

3.252 Secuencia Sedimentaria Una secuencia sedimentaria es una sucesión vertical de estratos organizados de una manera específica y limitada a gran escala por discordancias y a menor escala por cambios abruptos entre facies sedimentarias.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

También puede ser definida como una sucesión de estratos, genéticamente relacionados y delimitados por superficies de máxima inundación marina (MFS), inundación marina (FS), o límites de secuencias (SB), Galloway, 1989; Vail et al., 1991.

3.253 Segregación del Gas Movimiento del gas libre hacia posiciones estructuralmente más altas de las que tiene.

3.254 Segregación Gravitacional Separación de fases debido a su densidad.

3.255 Semivariograma Experimental El cálculo del semivariograma experimental es la herramienta geoestadística más importante en la determinación de las características de variabilidad y correlación espacial del fenómeno estudiado (Chica, 1987), es decir, tener conocimiento de como la variable cambia de una localización a otra (Lamorey y Jacobsom, 1995; Issaks & Co.,1999), representando el útil más importante de que dispone el geoestadístico para el análisis del fenómeno mineralizado o de la variable de distribución espacial en estudio (Sahin et al.,1998; Genton, 1998a). Este análisis tiene como condicionantes: la distribución estadística, la existencia de valores aberrantes o anómalos, la presencia de zonas homogéneas o posibles zonaciones en la distribución de las leyes. Luego de realizar un análisis apropiado se ajusta un modelo al semivariograma experimental que se espera represente bien los datos. La selección del modelo y los parámetros apropiados a las características del semivariograma empírico, para ser usados en la interpolación geoestadística es el punto más importante en el proceso planteando (Arik, 1990), además, esta selección es fundamental en el caso donde se presenten datos con alta asimetría en la distribución o que carecen de un modelado geológico propio. Al respecto se refieren muchos autores sobre el efecto negativo que puede tener en la estimación el uso del kriging sin un estudio de estructura espacial y la selección adecuada del modelo de semivariograma y sus parámetros.

3.256 Separación Diferencial Experimento en el cual el gas que sale de solución de un hidrocarburo, como resultado de una reducción de la presión y es retirado de la celda donde se realiza dicho experimento.

3.257 Separación Instantánea Proceso en el cual el líquido está en contacto con todo el gas que sale de solución.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.258 Simulación de Líneas de Corrientes Es bien conocido que el fluido en el yacimiento es impulsado por diferencias de presión, fuerzas gravitacionales y diferencias de densidad debido a una diferencia de composición o temperatura. Teniendo esto presente se pueden determinar desde líneas isóbaras del yacimiento hasta superficies de contorno a lo largo de las cuales el fluido es impulsado. El fluido se desplaza desde una superficie de contorno de alta energía hasta una de baja energía. Una línea de corriente siempre esta dispuesta perpendicularmente a las líneas de empuje constante. Este hecho puede extrapolarse a tres dimensiones, y en lugar de líneas de corriente se puede hablar de tubos de corriente que definen por si mismos un volumen de fluido específico que se mueve en conjunto. La simulación de líneas de corrientes es ideal para el modelo de grandes sistemas heterogéneos con múltiples pozos, dominados por convección, situación en la cual los métodos de diferencias finitas (DF) pueden fallar. Por otro lado, el método de líneas de corrientes (LDC) no resulta tan satisfactorio para desplazamientos físicos complejos caracterizados por alta compresibilidad, efectos capilares significativos y comportamiento de fases poco predecibles. El simulador de LDC soluciona el campo de presiones ignorando las fuerzas capilares y asumiendo los efectos gravitacionales y térmicos como insignificantes. Si bien es cierto que los simuladores de líneas de corrientes no reemplazan a los simuladores convencionales, son una herramienta complementaria ya que pueden aportar valiosa información del flujo de fluidos en el yacimiento que mediante otros simuladores sería virtualmente imposible en un tiempo razonable. Además facilita el entendimiento del modelo y ayuda a optimizar el comportamiento de producción del campo. Así mismo, permite determinar el origen del o los fluidos que fluyen hacia un pozo productor, ya sea que provenga de un acuífero cercano, de uno o varios inyectores, o de la zona de petróleo por citar ejemplos. Un modelo de LDC tiene muchas ventajas frente a los simuladores convencionales, tanto en velocidad como en la fácil visualización del flujo inyector–productor, así como una mejor identificación del área de drenaje. En la actualidad, con el uso de simuladores comerciales, basados en líneas de corrientes, se pueden obtener resultados suficientemente precisos, a un bajo costo computacional, siempre que los efectos capilares, gravitacionales y térmicos sean insignificantes. El métodos de LDC y DF se complementan uno al otro. Usados en conjunto permiten una representación más cercana al yacimiento y a los patrones de flujos que en él se desenvuelven.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.259 Simulación Estocástica La simulación estocástica es usada, entre otros, para cuantificar la incertidumbre y consiste en generar una gran cantidad de realizaciones o posibles escenarios del yacimiento en estudio. De esta forma se obtienen valores ”equiprobables” de la propiedad en estudio en los puntos donde no se tiene información, respetando siempre propiedades tales como la variabilidad espacial, las direcciones preferenciales de anisotropías y las diferentes fuentes de información utilizadas para su generación (En el caso condicional se respeta en cada realización la información conocida en los puntos observados).

3.260 Sistema Rocas–Fluidos Representa un sistema interconectado hidraulicamnente en el cual actúan fuerzas de repulsión y atracción entre las rocas y los fluidos presentes (agua, Gas y petróleo).

3.261 Sobrecarga Sedimentos que yacen sobre el yacimiento, desde la superficie hasta su profundidad.

3.262 Subsuelo Capas debajo del suelo.

3.263 Técnica de Objetos Los modelos basados en objetos son construidos sobre la superposición de geometrías de cuerpos geológicos asociados a un grupo de facies. El tamaño de los parámetros de cada geocuerpo puede ser único o presentarse a través de rangos y funciones de probabilidad. Cada día los programas de geomodelado permiten un mayor control para reproducir geometrías complejas, existen reglas de colocación para jerarquizar las facies donde una puede erosionar a la otra.

3.264 Técnica de Pixeles Los modelos basados en pixeles son construidos y poblados con propiedades geológicas y/o petrofísicas usando estructuras de correlación llamados variogramas. Cada celda es considerada como un pixel y el variograma determina como la propiedad será distribuida y agrupada en el espacio 3D, estos variogramas que controlan la distribución deseada son definidos a través de parámetros específicos (modelo de variograma, rango, pepita, meseta y longitudes de correlación). Los parámetros del variograma son determinados usando diversas fuentes tal como información de pozo, afloramientos y/o analogías.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.265 Temperatura de Saturación del Agua (Ts) Es la temperatura a la cual se produce la ebullición o vaporización del agua. También se le conoce como punto de saturación o de ebullición.

3.266 Tensión Superficial de los Líquidos Condición que existe en la superficie libre de un líquido por razones de fuerzas intermoleculares parecidas a las de una piel elástica bajo tensión.

3.267 Textura El termino textura incluye el conjunto de propiedades que describen las características de los individuos que componen una roca, sea esta sedimentaria, ígnea o metamórfica. En el caso de las rocas sedimentarias las principales propiedades texturales son: el tamaño, la forma y la disposición de los sedimentos. Este último se puede dividir en la fábrica de la roca, como el estudio de la orientación espacial de los sedimentos, y el empaquetamiento que consiste en el estudio de los contactos entre los sedimentos.

3.268 Tortuosidad Indicador de desviación entre un sistema físico real de poros y un sistema ideal de tubos capilares.

3.269 Trampa Geológica Es una estructura geológica en el subsuelo que permite la acumulación de hidrocarburos en un medio poroso y permeable (almacén), confinado por barreras de permeabilidad al flujo de fluidos (sello) y se clasifican en Trampas Estructurales, Estratigráficas y Mixtas o Combinadas.

3.270 Unidad de Explotación Organización funcional que agrupa las áreas con características similares de Producción o Exploración. Es la mínima organización a nivel contable y para las reservas.

3.271 Unidades de Flujo Son elementos representativos del volumen total del yacimiento en los cuales las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son internamente consistentes y predeciblemente diferentes a las propiedades de otros volúmenes de rocas.

3.272 Unidad de Negocio Organizaciones independientes, cuya misión es la Exploración, Explotación y Producción de las áreas de operación en Venezuela.


GLOSARIO


REVISIÓN

FECHA

0

SEP.09


Índice manual

Índice volumen

Índice norma

3.273 Unidad Sedimentaria Es la asociación de facies sedimentarias que coexisten en equilibrio.

3.274 Universo Es la población o fuente de datos que se utiliza para realizar un estudio de prospección estadística.

3.275 Vaciamiento Tasa neta de cambio del volumen de fluidos dentro de un volumen de control.

3.276 Vapor Húmedo A la temperatura de saturación, el agua puede coexistir en estado líquido y en estado de vapor. Esta mezcla de vapor y de agua coexistentes a la temperatura de saturación se le denomina vapor húmedo.

3.277 Variable Aleatoria Es una variable que puede tomar un valor numérico dentro de un espectro de valores y de una manera que no puede ser determinada con exactitud, es decir donde el azar determina la asignación de tales valores.

3.278 Varianza Es una medida de dispersión o desviación de una distribución dada que describe la variabilidad de la misma.

3.279 Variograma El variograma es una herramienta que se utiliza para caracterizar la variabilidad en el espacio de un parámetro específico y se define como la media aritmética de todos los cuadrados de las diferencias entre pares de valores experimentales separados una distancia h (Journel y Huijbregts, 1978), o lo que es lo mismo, la varianza de los incrementos de la variable regionalizada en las localizaciones separadas una distancia h. La función (h) se denomina semivariograma.

3.280 Viscosidad Propiedad de un fluido, la cual representa o mide su resistencia al flujo. Es la medida de la resistencia que ofrece un fluido a moverse. La medida común métrica de la viscosidad absoluta es el Poise, que es definido como la fuerza necesaria para mover un centímetro cuadrado de área sobre una superficie paralela a la velocidad de1 cm por segundo, con las superficies separadas por una película lubricante de 1 cm de espesor.

Manual de estudios integrados de yacimientos

Recommend Documents