Oil & Gas

Análisis de métodos determinístico y probabilístico

El trabajo abordó el análisis de métodos determinístico y probabilístico para calcular el volumen de hidrocarburos de un campo a desarrollar.  

La metodología para el cálculo de volumen de hidrocarburos por un modelo estático consiste en ejecutar una serie de pasos, que van desde la construcción del modelo estructural; hasta la distribución de propiedades petrofísicas e integración de datos de pozos que permiten calcular el volumen original de hidrocarburos.

Cada paso es igualmente crítico e importante, y el control de calidad en cada uno mejora la certidumbre del modelo estático en su conjunto. El cálculo final en sí mismo marca la pauta para aceptar el modelo construido o indica si es necesario realizar algún cambio en alguna etapa de su generación.

Existen dos métodos para hacer el cálculo de volumen de hidrocarburos, uno es determinístico y el otro es estocástico. El primero, consiste en usar la versión final de las propiedades distribuidas de porosidad, saturación de agua y relación neto-bruto en el cálculo.

En el segundo, se definen funciones de probabilidad de estas mismas propiedades para generar una cierta cantidad de escenarios, por medio del método de Montecarlo; que nos permita ver el rango, y a su vez el riesgo, en el que varían los volúmenes si las propiedades cambian, a partir de un caso base.

Este trabajo tuvo como objetivo mostrar un campo en desarrollo de la zona marina; cómo se realizó el cálculo de volumen determinístico y probabilístico.

Te puede interesar: Look-ahead VSP, una herramienta clave para Exploración y Desarrollo Offshore

La importancia fue demostrar que contará con o no con un modelo de celdas, la definición de cada función de probabilidad, el número de interacciones adecuada; los controles de calidad aplicados y las consideraciones que se deben de tomar en cuenta para obtener un análisis apropiado.

En este artículo se mostraron cuatro tipos de cálculo de volumen original de aceite; con un método determinístico y con uno estocástico, aplicados con un modelo de celdas y sin él.

Se observó que el rango de variación de volumen original es mayor cuando no contamos con un modelo de celdas; debido a la alta incertidumbre o la escasez de la información, arrojando un alto riesgo en la cuantificación de reservas.

Debido a esto, es importante mencionar que cuando se está en una etapa de desarrollo inicial con poca información, es recomendable aplicar el método estocástico.

Las ingenieras Itzamná González Juárez y Yuriri Rodríguez León presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP)

Related posts

Efectos térmicos en cuencas salinas en una columna sedimentaria

Efrain Mariano

Robo de gas LP, mayor impacto que Covid-19

Energy & Commerce

Lukoil descubre campo de 250 millones de barriles en México

Efrain Mariano