1. Clasificación de Reservas.
Se llama reserva de hidrocarburos al volumen de los mismos, medidos a
condiciones estándar y que se puede producir con cualquiera de los métodos y
sistemas de explotación aplicables comercialmente al yacimiento (recuperaciones
primaria y secundaria, sistemas artificiales, etc).
De las reservas de hidrocarburos, conocidas como acumulaciones, se tiene
evidencia física obtenida a través de pruebas de producción. Cuando no se tiene
evidencia física, tales acumulaciones se conocen como recursos no descubiertos.
La porción recuperable de un recurso no descubierto es clasificada, de acuerdo al
conocimiento geológico, como probable, posible y potencial. El riesgo económico
generado por la incertidumbre de información y la interpretación geológica,
geofísica, petrofísica y datos de ingeniería, determina la clasificación de reservas
como probadas y no probadas. Las reservas probadas pueden ser clasificadas
como desarrolladas o no desarrolladas, mientras las reservas no probadas se
clasifican como probables o posibles. Las Figs. 1.8 y 1.9, muestran la clasificación
de los recursos y reservas de hidrocarburos.

2. Fig. 1.9 Clasificación de reservas de hidrocarburos.
Se debe hacer notar que los datos de las reservas de hidrocarburos no son fijos,
sino que tienen un carácter dinámico debido a un ajuste continuo, a medida que se
cuenta con mayor y mejor información. Puesto que la aproximación de las
reservas depende de la calidad y cantidad de los datos disponibles, su valor más
cercano a la realidad se obtendrá a medida que transcurra la vida productiva del
yacimiento.
Calcular las reservas no significa aplicar mecánicamente distintos métodos para
obtener un valor promedio de los resultados, sino obtener el valor más cercano al
real. Dichos volúmenes representan juicios estrictamente técnicos y no deben
estar influenciados por actitudes conservadoras u optimistas por parte del que los
calcula.

3. Los métodos de estimación de reservas (bajo condiciones de incertidumbre) son el
Determinístico y el Probabilístico (Fig. 1.10). El primero se utiliza si se tiene un
solo valor basado en el conocimiento geológico, de ingeniería y de datos
económicos. En el segundo, el conocimiento geológico, de ingeniería y de datos
económicos es usado para generar un rango de estimaciones de reservas y sus
probabilidades asociadas.
Fig. 1.10 Métodos de Estimación de Reservas.
Reservas probadas.
Reservas probadas son aquellos volúmenes de hidrocarburos, los cuales por

4. análisis geológico y datos de ingeniería, pueden ser estimados con razonable
certeza, para ser comercialmente recuperables en un futuro, de yacimientos
conocidos, bajo ciertas condiciones económicas, métodos operacionales y
regulaciones gubernamentales.
Las reservas probadas son aquellas que corresponden a yacimientos donde existe
la evidencia de producción de hidrocarburos, por información confiable, tal como la
proveniente de:
a) Pozos productores.
b) Pruebas de formación.
c) Pruebas de producción.
d) Registros geofísicos.
e) Balance de materia, etc.
Ver la clasificación en la Fig. 1.11.
Reservas no probadas.
Están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a las reservas
probadas; pero con incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de
reglamentación.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas suponiendo condiciones
económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha de su estimación.
Reservas probables.
Son aquellas cuya existencia se supone en áreas vecinas a las probadas, de
acuerdo con la interpretación geológica o la aplicación de métodos de balance de
materia.

5. Además, se considerarán como reservas probables, los incrementos que puedan
provenir de los proyectos de inyección de fluidos o el empleo de mejores técnicas
para complementar el mecanismo de recuperación. Podrán incluirse como
reservas probadas cuando el incremento en la recuperación ha sido confirmado
por una prueba piloto representativa o programa en operación.
Cuando se usan métodos probabilísticos para estimar esta clasificación, debe
existir al menos una probabilidad del 50 % de que la reserva a ser recuperada
será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas y probables.
Reservas posibles.
Son las reservas no probadas, que el análisis de datos de geología e ingeniería
sugiere que tienen menos certidumbre a ser recuperadas que las reservas
probables. Cuando se usen métodos probabilísticos para estimar las reservas,
debe existir al menos una probabilidad del 10 % de que las cantidades a ser
recuperadas serían iguales o excederían a la suma de las reservas probadas, las
probables y las posibles.

6. Fig. 1.11 Clasificación de Reservas Probadas.
La Reserva total (hasta probable) es la suma de las reservas probada y probable.
[pic] . . (2.1)
La Reserva total (hasta posible) es la suma de las reservas probada, probable y
posible.
[pic] . (2.2)
1. Límites físicos y convencionales de un Yacimiento.

7. Límites físicos. Se entiende por límites físicos de un yacimiento aquéllos definidos
por algún accidente geológico (falla, discordancia, etc.) o por la disminución de la
saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por el efecto combinado
de estos factores.
[pic]
Fig. 1.12 Límites físicos y convencionales de un Yacimiento.
Límites convencionales. Son límites convencionales aquéllos que se establecen
de acuerdo con normas establecidas; a continuación se enlistan algunas, que han
sido propuestas por un grupo de analistas, expertos en cálculo de reservas;
parecen ser bastante razonables y lógicas pero, de ninguna manera deberán
tomarse como únicas o definitivas, ya que éstas pueden cambiar con el criterio de
cada análisis.
a) Si el límite físico del yacimiento se estima a una distancia mayor de un
espaciamiento entre pozos, de los pozos situados más al exterior, se fijará como
límite convencional la poligonal formada por las tangentes a las circunferencias
vecinas trazadas con un radio igual a la unidad del espaciamiento entre pozos.
b) Si el límite físico del yacimiento queda a una distancia menor de un
espaciamiento entre pozos, del pozo productor situado más al exterior, se deberá
considerar el límite físico.
c) En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia menor o
igual a la del espaciamiento entre pozos, el límite físico se estimará a partir de los
datos disponibles y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el
pozo improductivo y el pozo productor más cercano a él.