Los estudios integrados de yacimiento constituyen la base para comprender, modelar y optimizar el comportamiento de los sistemas de hidrocarburos. A través de la integración de información estática (geología, petrofísica, caracterización de roca y fluidos) y dinámica (simulación numérica, historia de producción, pruebas de presión y comportamiento de pozos), se logra una visión completa y coherente del yacimiento. Este enfoque multidisciplinario permite reducir incertidumbres, mejorar la predicción de escenarios futuros y diseñar estrategias de desarrollo más eficientes y sostenibles, garantizando la máxima recuperación de reservas con un control técnico riguroso.
Análisis de la producción
Declinación (DCA)
Métodos de Arps (exponencial e hiperbólica), segmentación por fases y pozos, correcciones por shut-ins.
Rate-Transient Analysis (RTA)
Diagnóstico de flujo transitorio (lineal, radial y bilineal), identificación de regímenes de flujo, evaluación de daño y presencia de fracturas.
Análisis multivariable
Separación de efectos operativos (sistemas de levantamiento, choke), cambios de estrategia, depuración de datos y balance diario de materiales.
Pruebas de presión y recuperación
Diseño de pruebas
Buildup, drawdown, DST e interferencia; selección de tiempos y caudales para cubrir rangos representativos de presión.
Interpretación
Métodos Horner y MDH, análisis de derivadas (dp/d ln t), identificación de skin, permeabilidad y límites (barreras o canales).
Type curves
Modelos analíticos para sistemas de doble o múltiple porosidad, fracturas hidráulicas y pozos parcialmente penetrados.
Presión capilar y permeabilidades relativas en dinámica
Calibración de curvas
Escalamiento de datos SCAL a condiciones de campo mediante J-function y ajuste por tipos de roca.
Efectos de mojabilidad
Selección de endpoints y curvas Corey o Burdine, análisis de sensibilidad a salinidad y tratamientos químicos.
Balance material
Aceite
Método Havlena–Odeh por mecanismos de producción (expansión de roca y fluidos, empuje de gas disuelto y empuje acuífero), estimación de N e índices de empuje.
Gas
Análisis p/z versus producción acumulada (Gp) para estimación de reservas iniciales y detección de efectos de acuíferos o compresión.
Acuíferos
Aplicación de modelos Fetkovich y van Everdingen–Hurst para cuantificar el soporte hídrico.
Cálculo de reservas (PRMS)
Clasificación de reservas
Probadas (1P), Probables (2P) y Posibles (3P).
Metodologías de estimación
Enfoque determinístico (cutoffs, NTG, Bo/Bg) y probabilístico (Monte Carlo, P10, P50 y P90).
Criterios económicos
Evaluación del límite económico, factor de recobro según estrategia de desarrollo y restricciones operativas.
Simulación numérica
Tipos de modelos
Black-oil para sistemas convencionales y modelos composicionales para gas, condensado y procesos EOR.
Malla y modelado de pozos
Grillas corner-point, refinamiento local (LGR), modelos de pozo con índice de productividad, ICD y sistemas de levantamiento artificial.
History matching
Ajuste multivariable usando presión, tasas y cortes de agua; aplicación de Ensemble Smoother, EnKF y algoritmos Ga/PSO.
Análisis de incertidumbre
Sensibilidad, diseño de experimentos (DoE), superficies de respuesta, ensembles y pronósticos P10, P50 y P90.
Workflow de integración
Ciclo estático–dinámico con actualización de facies y propiedades, upscaling flow-based y ajuste de PVT, EOS y permeabilidades relativas por tipo de roca.
